Формирование производственного плана нефтегазодобывающего предприятия

Показатель ARR интерпретируется как средний годовой доход, который можно получить от реализации проекта. Чистый приведенный доход, NPV (Netpresentvalue)Чистый приведенный доход, NPV (Netpresentvalue) определяется по формуле:

где:Investments — начальные инвестиции, CFt — чистый денежный поток месяца t, N — длительность проекта в месяцах, r — месячная ставка дисконтирования. Показатель NPV представляет абсолютную величину дохода от реализации проекта с учетом ожидаемого изменения стоимости денег. Обязательное условие реализации проекта: чистый приведенный доход должен быть неотрицательным. Индексприбыльности, PI (Profitability index) Индекс прибыльности, PI (Profitabilityindex) рассчитывается по формуле:

где:Investments — начальные инвестиции, CFt — чистый денежный поток месяца t, N — длительность проекта в месяцах, r — месячная ставка дисконтирования. Показатель PI демонстрирует относительную величину доходности проекта. Он определяет сумму прибыли на единицу инвестированных средств. Обязательное условие реализации проекта: индекс прибыльности должен быть больше 1. Внутренняянормарентабельности, IRR (Internal rate of return) Внутренняя норма рентабельности, IRR (Internalrateofreturn) определяется из следующего соотношения:

где:Investments — начальные инвестиции, CFt — чистый денежный поток месяца t, N — длительность проекта в месяцах, IRR — внутренняя норма рентабельности. Проект считается приемлемым, если рассчитанное значение IRR не ниже требуемой нормы рентабельности, которая определяется инвестиционной политикой компании. Модифицированная внутреняя норма рентабельности

Модифицированная внутреняя норма рентабельности, MIRR (Modifiedinternalrateofreturn) опирается на понятие будущей стоимости проекта. Будущая стоимость проекта, TV (Terminalvalue) — стоимость поступлений, полученных от реализации проекта, отнесенная к концу проекта с использованием нормы рентабельности реинвестиций. Норма рентабельности реинвестиций R, в данном случае, означает доход, который может быть получен при реинвестировании поступлений от проекта.

где:R — норма рентабельности реинвестиций (месячная), N — длительность проекта (в месяцах), CFt — чистый денежный поток месяца t. Модифицированная внутренняя норма рентабельности определяется как ставка дисконтирования, при которой выполняется следующее условие:

где:COt — выплаты месяца t, r — требуемая норма рентабельности инвестиций (месячная), N — длительность проекта в месяцах. Другими словами, для расчета показателя MIRR, платежи, связанные с реализацией проекта, приводятся к началу проекта с использованием ставки дисконтирования r, основанной на стоимости привлеченного капитала (ставка финансирования или требуемая норма рентабельности инвестиций) [25, С. 80]. При этом поступления от проекта приводятся к его окончанию с использованием ставки дисконтирования R, основанной на возможных доходах от реинвестиции этих средств (норма рентабельности реинвестиций). После этого, модифицированная внутренняя норма рентабельности определяется как ставка дисконтирования, уравнивающая две этих величины (приведенные выплаты и поступления).

3 ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОБОСНОВАНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗВИТИЮ ОРГАНИЗАЦИИ3.1 Определение ресурсов и затрат, необходимых на реализацию мероприятий

По программе, утвержденной ООО «Газпром добыча Уренгой» и инвестором определены источники финансирования инвестиционных издержек (капитальных инвестиций): 1) бюджетное финансирование, 2) заёмные средства (кредит);3) собственный капитал инвестора. Ресурсом капитальных инвестиций служат средства: — 80% привлечённых средств-заёмные средства (кредит), привлекаемые финансирующей организацией (инвестором) или ООО «Газпром добыча Уренгой», — 20% привлеченных средств — собственный капитал инвестора. Инвестиционные ресурсы привлекаются на следующих условиях:

1) Обслуживание инвестиционных ресурсов:

обслуживание займа — 20% годовых, начисление процентов ежемесячно с момента привлечения займа, — бюджетные средства предоставляются организации без обслуживания. Начало возврата заемных средств инвестиционных ресурсов начинается с момента ввода в работу объекта инвестиций, возврат привлеченных инвестиций производится равными долями, ежемесячно. Бюджетные средства не подлежат возврату. Период, на который привлекаются инвестиционные ресурсы:

Заемные средства — 2 лет по объекту инвестиций. В соответствии с принятым планом финансирования, возврат тела займа производится ежемесячно, равными долями с момента ввода объекта в работу по окончании полной реконструкции. Период использования привлеченных займов, направляемых на реконструкцию объекта инвестиций, составляет 2 года. Дата, на которую планируется начало привлечения займов, направляемых на реконструкцию газового местрождения, — 01.

06.2013 г., расчетный период возврата займа, направляемого на реконструкцию объекта инвестиций, — 01.

06.15 г. Таким образом, суммарный период использования займами — 2 лет. За все время использования заемными средствами начисляются % по их обслуживанию. Величина процентов по заёмным средствам составляет 20% годовых. Расчет размера средств, направленных на уплату процентов по займу, представлены в таблице 3.

1.Таблица 3.1 — Финансовый план на I-е полугодие, млн. руб. Статья

Месяц123 456

Кредит55 329 000 000

Выручка8 999,58999,58 999,58999,58 999,58999,5Текущие издержки на работу комплекса5 750,55750,55 750,55750,55 750,55750,5Обслуживание долга (проценты)

0922,1922,1922,1922,1922,1922,1Обслуживание долга (собственно заём) 2305,42 305,42305,42 305,42305,42 305,4Прибыль-брутто021,521,521,521,521,521,5Налог на прибыль04,314,314,314,314,314,31Прибыль-нетто017,2217,2217,2217,2217,2217,22Прибыль накопленная017,2234,4551,6768,9086,12 103,35Финансовый план на II-е полугодие Статья

Месяц789 101 112

Кредит0

Выручка8999,58 999,58999,58 999,58999,58 999,5Текущие издержки на работу комплекса5750,55 750,55750,55 750,55750,55 750,5Обслуживание долга (проценты)

922,1922,1922,1922,1922,1922,1Обслуживание долга (собственно заём)2305,42 305,42305,42 305,42305,42 305,4Прибыль-брутто21,521,521,521,521,521,5Налог на прибыль4,314,314,314,314,314,31Прибыль-нетто17,2217,2217,2217,2217,2217,22Прибыль накопленная120,57 137,80155,2 172,25189,47 206,69Финансовый план на III-е полугодие Статья

Месяц131 415 161 718

Кредит0

Выручка8999,58 999,58999,58 999,58999,58 999,5Текущие издержки на работу комплекса5750,55 750,55750,55 750,55750,55 750,5Обслуживание долга (проценты)

922,1922,1922,1922,1922,1922,1Обслуживание долга (собственно заём)2305,42 305,42305,42 305,42305,42 305,4Прибыль-брутто21,521,521,521,521,521,5Налог на прибыль4,314,314,314,314,314,31Прибыль-нетто17,2217,2217,2217,2217,2217,22Прибыль накопленная223,92 241,14258,37 275,59292,82 310,04Финансовый план на IV-е полугодие Статья

Месяц192 021 222 324

Кредит0

Выручка8999,58 999,58999,58 999,58999,58 999,5Текущие издержки на работу комплекса5750,55 750,55750,55 750,55750,55 750,5Обслуживание долга (проценты)

922,1922,1922,1922,1922,1922,1Обслуживание долга (собственно заём)2305,42 305,42305,42 305,42305,42 305,4Прибыль-брутто21,521,521,521,521,521,5Налог на прибыль4,314,314,314,314,314,31Прибыль-нетто17,2217,2217,2217,2217,2217,22Прибыль накопленная327,27 344,49361,72 378,94396,16 413,39Фактический возврат займа и его обслуживание относится на амортизационные отчисления по объектам инвестирования (из расходов, формирующих тариф на газ) и на наценку в составе тарифа. Финансово-хозяйственная деятельность предприятия может быть представлена в виде денежного потока, характеризующего доходы и расходы, генерируемые данной деятельностью. Принятие решений, связанных с вложениями капитала, — важный этап в деятельности любого предприятия. Для эффективного использования привлеченных средств и получения максимальной прибыли на вложенный капитал необходим тщательный анализ будущих денежных потоков, связанных с реализацией разработанных операций, планов и проектов. Таблица 3.2 — Структура капвложений по проекту, млн.

руб.Наименование показателя2016 год2017 год

ВсегоПо кварталам

ВсегоПо кварталам1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв.1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв.1Капитальные вложения всего, в т. ч.:69 160,7069160,70————1.1 Монтажные работы12 001 200————1.2 Оборудование65 335,8065335,80————1.3 Строительные работы2624,902 624,90———Из таблицы 3.1 следует, что необходимые для осуществления проекта реконструкции газового месторождения капвложения составят 69 160,70 млн руб., в т. ч.: стоимость оборудования 65 335,80 тыс. руб., стоимость монтажных работ планируется на уровне

1200 млн руб., стоимость строительных работ планируется на уровне 2624,90 млн руб.

Также из таблицы 3.1 следует, что все необходимые денежные вложения планируется осуществлять в первом квартале 2014 г. Это объясняется тем, что проект хорошо проработан и готов к внедрению. Кроме того, короткий период финансирования будет способствовать увеличению производственной мощности наиболее быстрым темпами. Планируется, что в 2016 г. объем реализованной продукции составит

184 876 млн руб., в 2017 г. с учетом роста цен на 10% - 203 364 млн руб. В таблице 3.3 представлены основные параметры проекта. Таблица 3.3 — Основные параметры проекта

Наименование показателя

ЕдиницаизмеренияЗначение показателя по годам2016 год2017 год

Объем реализованной продукциимлн. руб.

Полная себестоимость продукции*млн. руб.

5750,505 750,50Объем инвестиций при реконструкции, в том числемлн. руб.

69 160,70-на оборудованиемлн. руб.

1200-на монтажные работымлн. руб.

65 335,80-на прочие работымлн. руб.

2624,90-Финансовые ресурсы на реализацию проекта, в т. ч.млн. руб.

собственные средствамлн. руб.

13 831,70-заемные средствамлн. руб.

55 329-Амортизационные отчислениямлн. руб.

2543,602 543,60Процентная ставка за кредит%20Продолжительность освоения мощностимес.

24Налог на прибыль%20Выплата долгосрочных кредитовмлн. руб.

27 664,4427664,44Уплата процентов за кредит млн. руб.

8693,473 054,45Данные таблицы 3.1Из таблицы 3.3 следует, что для осуществления проекта потребуется привлечение банковского кредита. Процентная ставка планируется на уровне 20%. Планируется осуществлять выплату основного долга ежеквартально равными частями в течение 2 лет. При этом размер годовой выплаты основного долга составит 27 664,80 млн руб. Выплачиваемые банку проценты уменьшаются равномерно по мере сокращения задолженности. Планируется, что объем уплачиваемых процентов в 2016 г.

составит 8693,47 млн руб., в 2017 г. — 3054,45 млн.

руб. Целью данного проекта является увеличение производственной мощности, обновление парка устаревшего оборудования. Внедряемое дорогостоящее оборудование потребует увеличения амортизационных отчислений. Планируется, что амортизационные отчисления будут составлять 2543,60 млн.

руб. ежегодно.

3.2Прогноз финансовых результатов развития организации

План текущих издержек выручки и прибыли на период с 2014 г. по 2015 г. представлен в таблице 3.

4.Таблица 3.4- План текущих издержек, выручки и прибыли, млн. руб. Наименование показателя2016 г. 2017 г. Всего

По кварталам

ВсегоПо кварталам1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв.1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв.

1. Выручка от продажи в денежном выражении1 848 764 621 946 219,046219,46 219,020336450841508415084150841,02. Затраты на производство и сбыт продукции, всего5750,51 437,61437,61 437,61437,66 325,61581,41 581,41581,41 581,43. Амортизационные отчисления2543,6635,9635,9635,9635,92 543,6635,9635,9635,9635,94. Уплата процентов за кредит (20%)8693,51 840,52467,12 741,21644,73 054,51292,3939,8587,4235,05. Возврат основного долга по предоставленному кредиту27 664,66916,16 916,16916,16 916,127664,46 916,16916,16 916,16916,06. Балансовая прибыль140 223,935388,834 762,334488,235 584,6163776,40 415,340767,741 120,241472,77. Платежи в бюджет по налогу на прибыль (20%)28044,87 077,86952,56 897,67116,932 755,28083,18 153,58224,8 294,58.

Чистая прибыль112 179,128311,127 809,827590,528 467,7131020,832 332,232614,232 896,133178,29. То же нарастающим итогом112 179,128311,156 120,983711,4 112 179,1243199,9 275 532,1308146,3 341 042,4374220,6 В основе данных, представленных в таблице 3.4 лежат запланированные с учетом внедрения проекта реконструкции газового месторождения данные о производственной программе на период с 2016 г. по 2017 г., данные об увеличении производственной мощности на период с 2016 г. по 20 175 г., а также запланированная себестоимость на период с 2016 г.

по 2017 г. В таблице 3.4 выручка и прибыль представлена следующими показателями: выручка от продажи в денежном выражении, балансовая прибыль, а также чистая прибыль. Согласно данным таблицы 3.4, в рассматриваемом периоде выручка от продажи будет расти и достигнет в 2016 г. 184 876 млн руб., в

2017 г. 203 364 млн руб. Балансовая прибыль представляет собой прибыль до налогообложения. Ее объем в 2016 г. запланирован на уровне 140 223,9 млн.

руб., в 2017 г. ее объем запланирован на уровне 163 776 млн руб. Чистая прибыль определяется после уплаты всех налогов в бюджет. Планируется, что объем чистой прибыли в 2016 г.

достигнет уровня 112 179,1 млн руб., в 2017 г. достигнет уровня 131 020,8 млн.

руб. Таким образом, за период с 2016 г. по 2017 г. объем чистой прибыли нарастающим итогом составит 243 199,9 млн руб. В таблице 3.4 совокупность издержек состоит из затрат на производство и сбыт продукции, налогов и др.

платежей, отнесенных на финансовый результат, которые состоит из налога на имущество, платы за загрязнение окружающей среды, прочих доходов и пр. расходов. Также к прочим издержкам относятся платежи в бюджет по налогу на прибыль. Планируется, что затраты на производство и сбыт продукции в 2016 гг. составят

5750,5 млн руб., в 2017 г. с учетом роста на

10% - 6325,60 млн руб. Уплата процентов за кредит учитывается в статье «прочие расходы», уплата основного долга по кредиту уплачивается от балансовой прибыли. При увеличении выпуска товарной продукции в новых условиях издержки возрастают пропорционально. Однако, эффект от внедрения проекта по реконструкции газового месторождения позволяет значительно снизить затраты на оплату труда и страховые взносы, а также затраты на материалы, которые непосредственно входят в состав полной себестоимости.

Т.о., в новых условиях издержки уменьшены на сумму эффекта в денежном выражении от реконструкции газового месторождения. На рисунке 3.2 представлена запланированная динамика чистой прибыли на период с 20 164 г. по 2017 г.

Рисунок 3.2 — Динамики чистой прибыли

Согласно проведенным расчетам и данным рисунка 3.2 можно сделать вывод о том, что объем чистой прибыли в 2017 г. по отношению к объему чистой прибыли за 2016 г. увеличится на 18 841,70 млн руб. Причиной роста чистой прибыли является увеличение объема производства. Для сравнения и оценки различных проектов (или вариантов проекта) и выбора наилучшего из них используются следующие показатели:

1. Чистый дисконтированный доход2. Индекс доходности ли индекс прибыльности3. Внутренняя норма доходности или возврата инвестиций4. Срок окупаемости

Срок окупаемости рассчитываем по формуле,(3.1)где И — размер инвестиций, тыс. руб.; Д — ежегодный чистый доход, млн. руб. Для разрабатываемого проекта срок окупаемости равен: Ток = 69 160,70 / 243 199,9 = 0,28 года

Для расчета окупаемости проект по реконструкции газового месторождения построим таблицу 3.

5.Таблица 3.5 — Расчет окупаемости проекта, млн.

руб.Наименование показателя2016 год по кварталам2017 год по кварталам 1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв.1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв. Объем инвестиций69 160,7То же нарастающим итогом69 160,769160,769 160,769160,769 160,769160,769 160,769160,7Сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений28 311,127809,827 590,528467,732 332,232614,232 896,133178,2То же нарастающим итогом28 311,156120,983 711,4112179,1 144 511,3177126210021,6 243 199,8Сальдо-40 850−13 039,814550,743 018,475350,6 107 965 140 860,9174039,1Срок окупаемости представляет собой период времени с момента вложений затрат до момента, когда сумма накопленной чистой прибыли и амортизационных отчислений сравняется с суммарным объемом инвестиций. Согласно данным таблицы 3.4 затраты, связанные с реализацией мероприятий по реконструкции должны окупиться в 3 квартале 2016 года. Такой срок окупаемости обоснован финансированием проекта реконструкции газового месторождения за счет кредита банка. В этом случае, удается экономить на процентах. Кроме того, планируется, что темп роста чистой прибыли будет расти быстрыми темпами и увеличиваться за счет роста произведенной продукции. На рисунке 3.3 представлена динамика окупаемости проект по реконструкции газового месторождения. Рисунок 3.3 — График окупаемости проекта Далее оценим эффективность инвестиционного проекта. Таблица 3.6 — Расчет и динамика чистого дисконтированного дохода, млн. руб. Наименование показателя2016 год по кварталам2017 год по кварталам1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв.1 кв. 2 кв.3 кв. 4 кв. Денежный поток28 311,0627809,8 227 590,5228467,7 032 332,2332614,1 832 896,134333178,1815

Капиталовложения69 160,7 Коэффициент дисконтирования0,830,690,580,480,400,330,280,23Дисконтированный денежный поток23 592,5519312,3 715 966,7413728,6 412 993,6010922,429 180,717716,19То же нарастающим итогом23 592,5542904,9 258 871,6672600,2 985 593,8996516,32 105 697,025113413,21Индекс доходности113 413,21/69 160,7=1,64Чистый дисконтированный доход на конец 2017 г. показывает положительное значение, а значение индекса доходности составляет 1,64, что превышает единицу. Внутренняя норма доходности (IRR — internalrateofreturn) — это ставка дисконтирования, приравнивающая сумму приведенных доходов от инвестиционного проекта к величине инвестиций, т. е. вложения окупаются, но не приносят прибыль. Величина этой ставки полностью определяется «внутренними» условиями, характеризующими инвестиционный проект. IRR рассчитывается из условияNPV = 0Формула расчета NPV выглядит следующим образом: CF1 CF2 CFNNPV =-CF0 ——-+———+…+——— (1+D) (1+D)2 (1+D)N (3.2)ГдеCFk — поток платежей на k-м шаге инвестиционного проекта. D — ставка дисконтирования. Она отражает скорость изменения стоимости денег со временем, чем больше ставка дисконтирования, тем больше скорость. CF0 — инвестиции сделанные на начальном этапеNPV = - 69 160,7 + 23 592,55 + 19 312,37+15 966,74+13 728,64+12 993,60+10 922,94+9180,71+7716,19 = 44 253,04 рублей

Тогда, внутренняя норма доходности определяется уравнением: CF1 CF2 CFNCF0 = ———-+————+…+———— (1+IRR) (1+IRR)2 (1+IRR)N (3.3)Решение этого уравнения не может быть записано в виде формулы, оно находится методом последовательных приближений. Применение данного метода сводится к последовательной итерации (повторения) нахождения дисконтирующего множителя, пока не будет обеспечено равенство NPV = 0. Выбираются два значения коэффициента дисконтирования, при которых функция NPV меняет свой знак, и используют формулу: IRR = i1 + NPV (i1) / [NPV (i1) — NPV (i2)] • (i2 — i1)(3.4)Поскольку NPV> 0, то новая ставка дисконтирования должна быть больше 20%.Расчет по ставке 30%:NPV = 16 372,88 тыс. руб. Вычисляем внутреннюю ставку доходности: IRR = 20 + [44 253,04 / [44 253,04 — (-22 497,92)]] • (60 — 20) = 46,52.Внутренняя норма доходности проекта равна 46,52% - это верхний предел процентной ставки, по которой фирма может окупить кредит для финансирования инвестиционного проекта. IRR (46,52%) I (20%), следовательно, данный инвестиционный проект следует принять. Все вышеперечисленные показатели эффективности проекта сведены в таблице 3.

7.Таблица 3.7 — Показатели эффективности проекта

Наименование показателя

Единица измерения

ЗначениеЧистая прибыльмлн. руб.

243 199,80Накопленный чистый дисконтированный доходмлн. руб.

44 253,04Индекс доходности-1,64Внутренняя норма доходности%46,52Срок окупаемости проектагод0,28При определении эффективности инвестиций необходимо учитывать не только экономический, но социальный эффект. В ряде случаев, например, результатом внедрения принципиально нового технологического процесса может быть не только повышенные экономические показатели производства, но и улучшение условий труда, которые оценивается не в рублях, а в показателях сохранения здоровья и трудоспособности трудящихся, в изменении характера их труда. Основным методом оценки социальной эффективности проекта остается экспертный метод. Экспертиза ожидаемых социальных последствий научно-технических инноваций может быть организована в различных формах:

индивидуальная и (или) коллективная экспертиза с привлечением квалифицированных специалистов различных сфер деятельности;

социологические опросы работников и населения;

всенародные референдумы, проводимые по проектам, затрагивающим интересы различных слоев общества или региона. При определении показателей социально-экономической эффективности в качестве результатов от осуществления проекта могут рассматриваться:

конечные результаты производства (выручка от реализации нашей продукции на внутреннем и внешнем рынках);выручка от реализации интеллектуальной собственности (ноу-хау, компьютерные программы, лицензии на право использования изобретений и т. д.) и имущества, которые были созданы всеми участниками проекта;

экологические и социальные результаты проекта, которые рассчитываются исходя из совместного воздействия всей совокупности участников данного инновационно-инвестиционного проекта на социальную и экологическую обстановку в конкретном регионе, а также возможные последствия реализации проекта для здоровья населения;

непосредственно финансовые результаты проекта (например, налоги, амортизация, прибыль).При определении социальных результатов проекта, в расчете эффективности инновационно-инвестиционного проекта отражаются:

изменение числа рабочих мест в регионе;

улучшение жилищных и культурно-бытовых условий работающих;

изменение надежности снабжения некоторыми товарами населения регионов или населенных пунктов;

изменение условий труда работающих;

экономия времени населенияизменение структуры производственного и административного персонала. При определении социальных результатов проекта по реконструкции газового месторождения используют следующие предпосылки: нужно, в первую очередь, чтобы проект соответствовал социальным нормам, условиям и стандартам соблюдения прав человека. Мероприятия по созданию нормальных условий труда и отдыха, по обеспечению работающих жилплощадью, продуктами питания, а также объектами социальной инфраструктуры являются необходимыми условиями осуществления проектареконструкции газового месторождения, поэтому все эти мероприятия в составе результатов проекта не подлежат.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ООО «Газпром добыча Уренгой» на протяжении многих лет является лидером по добыче жидких углеводородов среди газодобывающих компаний Группы «Газпром». В настоящее время предприятие владеет лицензиями на геологическое изучение и разработку в пределах Уренгойского, Песцового, Северо-Самбургского, ЮжноПесцового и Восточно-Падинского участков недр, а также на разработку сеноманской залежи Северо-Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Достижением последних лет стало начало освоения сверхглубоких ачимовских пластов. В декабре 2009 года компанией введен в опытно-промышленную эксплуатацию современный, высокотехнологичный газоконденсатный ачимовский промысел (ГКП) № 22, позволяющий добывать углеводородное сырье с глубины почти 4 тыс.

метров. В том же году на центральных пунктах сбора нефти были введены две компрессорные станции по утилизации попутного нефтяного газа. Их пуск позволил снизить потери ПНГ на 95%, значительно сократить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, повысить надежность работы систем газлифтного газа, обеспечивающих процесс добычи нефти. ООО «Газпром добыча Уренгой» применяет метод результативных затрат для учета активов, связанных с разведкой и оценкой. В 2014 году ООО «Газпром добыча Уренгой"достигла всех показателей, предусмотренных бизнес-планом, и продолжила движение к стратегическим целям. Ключевые направления дальнейшего развития — модернизация нефтеперерабатывающих заводов, которые станут одними из лучших в отрасли, и освоение месторождений в новых для Компании регионах, в том числе на шельфе Арктики. ООО «Газпром добыча Уренгой"остается одним из лидеров нефтяной отрасли по эффективности и занимает первое место по таким ключевым показателям, как возврат на вложенный капитал. Стратегическими приоритетами в области развития нефтепереработки ООО «Газпром добыча Уренгой"в России остаются реализация программ модернизации перерабатывающих мощностей, а также рост операционной эффективности. В настоящее время большинство открытых и эксплуатируемых газовых месторождений, приуроченных к осадочным породам сеноманской толще, вступает или уже вступило в стадию падающей добычи. Как отмечают эксперты, добыча природного газа и иное полезное использование месторождений, вступивших в позднюю стадию эксплуатации, сопровождается ухудшением технико-экономических показателей и постоянным ростом эксплуатационных затрат, что ведет к снижению устойчивости работы газодобывающего предприятия.

Это означает, что на существующих, долгое время разрабатываемых площадях добычу углеводородного сырья в будущем придется вести со значительно большими издержками, а для повышения эффективности газодобычи будет необходимо провести комплекс горно-технических и эксплуатационных мероприятий, направленных на повышение степени извлечения газа из газоносной толщи и отработки месторождений. Обычно где-то 20 лет на месторождении газ отбирается достаточно технологично, затем строятся дополнительные скважины, что продлевает срок еще на лет 10. А потом нужна коренная реконструкция. В недрах всё равно останется около 20% низконапорного газа, которое можно будет отбирать с рентабельностью после модернизации. Это дополнительные млрд м3 газа. Реконструкция самого газового месторождения позволит продлить его эксплуатацию до 2030 г. Модернизация предполагает оптимизацию всех технологических операций добычи. В данном дипломном проекте предусматривается реконструкция газового месторождения. Чистый дисконтированный доход на конец 2015 г. показывает положительное значение, а значение индекса доходности составляет 1,64, что превышает единицу.

Внутренняя норма доходности проекта равна 46,52% - это верхний предел процентной ставки, по которой фирма может окупить кредит для финансирования инвестиционного проекта. IRR (46,52%) I (20%), следовательно, данный инвестиционный проект следует принять. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫБукалов А.В., Чая В. Т. Особенности современного состояния управленческого учета затрат в нефтедобывающей отрасли // Аудит и финансовый анализ. — 2009. — № 4.

— С. 21−27.Вахрушина М. А.

Стратегический управленческий учет: Полный курс МБ / М. А. Вахрушина, М. И. Сидорова, Л. И. Борисов. -

М.: Рид Групп, 2011. — 192 с. Врублевский Н. Д. Управленческий учет издержек производства и себестоимости продукции в отраслях экономики. — М.: Бухгалтерский учет, 2004. -

202 с. Виссема X. Менеджмент в подразделениях фирмы. М.: ИНФРА-М, 2009

Выхинский О.С., Наумов А. И. Обучение менеджменту. Человек—стратегия—организация. М.: Школа управления МГУ, 2009

Ефремова А. А. Себестоимость: от управленческого учета затрат до бухгалтерского учета расходов. — М.: Вершина, 2007. — 208 с. Игнатьева А. В., Максимцов М. М. и т. д. Менеджмент. Учебно-практическое пособие. — М.: Вузовский учебник:

ИНФРА-М, 2012

Ивашкевич В. Б. Бухгалтерский управленческий учет: учебник для вузов / В. Б. Ивашкевич.

— М.: Экономистъ, 2006. — 618 с. Ивашкевич В. Б. Организация управленческого учета по центрам ответственности и местам формирования затрат // Бухгалтерский учет. — 2011.

— № 5. — С. 30−37.Ибрагимова А. Х. Сущность и преимущества система сбалансированных показателей для целей стратегического учета // Аудит и финансовый анализ, 2013, № 4. — 56−59 с. Каплан Р. Организация, ориентированная на стратегию.

Как в новой бизнессреде преуспевают организации, применяющие сбалансированную систему показателей: пер. с англ. / Р. Каплан, Д. Нортон. — М.: Олимп

Бизнес, 2004. — 416 с. Кинг У., Клиланд Д. Стратегическое планирование и хозяйственная политика. М.: Прогресс, 2010

Книга делового человека./Под ред. Г. А. Краюхина и Э. С. Минаева. М.: Высшая школа, 2008

Клишевич Н. Б. Финансы организаций: менеджмент и анализ: учебное пособие/ Н. Б. Клишевич. — М.: КНОРУС, 2009. — 304 с. Козловских Л. А. Управление производством и операциями: рабочая учебная программа. -

М.: МГУТУ, 2012. — 32 с. Короткое Э. М. Концепция менеджмента. М.: Дека, 2008

Красова О. С. Бюджетирование и контроль затрат на предприятии. Омеге-Л, 2009

Лейберт Т.Б., Макаев Ш. И. Некоторые аспекты учета и анализа финансовых результатов // Аудит и финансовый анализ. — 2010. — № 5. — С. 157−168.Лейберт Т. Б., Халикова Э. А. Совершенствование методов распределения затрат в комплексных химических производствах // Аудит и финансовый анализ.

— 2008. — № 4.

— С. 150−159.Лейберт Т. Б., Халикова Э. А. Управление затратами как инструмент формирования инвестиционных потоков промышленного предприятия. — М.: Изд-во «Палеотип», 2008. — 168 с. Менеджмент организации: Учеб, пособие./Под ред. З. П. Румянцевой, Н. А — Соломатина.

М.: ИНФРА-М, 2009

Менеджмент организации: Учеб, пособие./Под ред. З. П. Румянцевой, Н. А — Соломатина. М.: ИНФРА-М, 2009.

37Минаев Э.С., Агеева Н. Г., Аббата Дага А. Модульная программа для менеджеров. Управление производством и операциями. М.: ИНФРА-М, 2009

Минаев Э.С., Агеева Н. Г., Аббата Дага А. Модульная программа для менеджеров. Управление производством и операциями. М.: ИНФРА-М, 2009

Минаев Э.С., Агеева Н. Г. Стратегический менеджмент: Конспект лекций. М.: ИВАКО Аналитик, 2009

Минаев Э.С., Агеева Н. Г., Байдюк И. Ф. Основы теории менеджмента: Учеб.

пособие. М.: Изд-но МАИ, 2009

Минаев Э.С., Агеева И. Г. Менеджмент: Конспект лекций. М.: ИВАКО Аналитик, 2010

Михайлова Е. А. Стратегический менеджмент и стратегический маркетинг: проблемы взаимосвязи и взаимопроникновения // Менеджмент в России и за рубежом. — 2011

Мхитарян, С. В. Отраслевой маркетинг: учебное пособие для вузов / С. В. Мхитарян. — М.: Эксмо, 2011.

— 368 с. Питере Т., Уотермен Р. В поисках эффективного управления: Пер. с англ. М.: Прогресс, 2008

Современное управление. Энциклопедический справочник. Т. 1, 2/Под ред. Д. Н. Карпухина, Б. З. Мильнера. М.: Издатцентр, 2009

Титова З.А., Либерюн В. И. Технология управления изменениями на фирме. М., 2009

Холимов Э. М. Кризис в восполнении запасов нефти может быть преодолен спомощью федеральной системы экономического стимулирования геологоразведочныхработ // Геология нефти и газа. — 2011. — № 1.Фомин Г. П. Математические методы и модели в коммерческой деятельности. М.: Финансы и статистика, 2009

Фостер Р. Обновление производства: атакующие выигрывают. М.: Прогресс, 2009

Цевелев В. В. Основы менеджмента. Том 1. Организационно-производственный менеджмент / В. В. Цевелев, Ю. И. Молотков. — Новоси-бирск, 2009. — 292с. Шахвердиев А. Х. Судьба инноваций и инноваторов нефтяной и газовой промышленности // Нефтяное хозяйство.

— 2012. — № 6.Шим Д. К. Методы управления стоимостью и анализа затрат / Д.

К. Шим, Д. Г. Сигел.- М.: Филин, 2007.

— 344 с.