Анализ организационной структуры предприятия ОАО «Сургутнефтегаз»

Любая инновация - это отказ от стереотипов и умение вовремя увидеть открывающиеся перспективы. В «Сургутнефтегазе» не боятся выступать в роли «первопроходцев», ведь внедряя принципиально новые решения, компания раньше остальных получает возможность использовать их преимущества, добивается технологического и экономического лидерства.

 

Глава 4 Обоснование экономической  эффективности проведения инновационного мероприятия

Таблица 1 - Исходные данные

№  п/п	Показатели	Единицы измерения	Варианты
			3
1	Продолжительность технологического эффекта	лет	3
2	Стоимость одного инновационного мероприятия.	тыс.руб.	1236,5
3	Среднесуточный прирост дебита одной  скважины в начале эксплуатации после  инновационного мероприятия	т/сут	10,4
4	Кол-во скважин, на которых проводится инновационное мероприятие	ед	27
5	Среднегодовой коэффициент падения  добычи	ед	0,72
6	Средний коэффициент эксплуатации скважин	ед	0,92
7	Себестоимость добычи нефти	руб/т	2177,0
9	Доля условно переменных затрат в  себестоимости нефти	%	57
10	Ставка дисконта	%	13
11	Цена одной тонны нефти	руб	2427,7
12	Среднесписочная численность ППП	чел	4436
13	Среднегодовая стоимость основных производственных фондов	млн. руб.	5972,2
14	Годовая добыча нефти	тыс. т	9051,3

Проведение  инновационного мероприятия приведёт к увеличению добычи нефти, которое  можно определить по формуле:

DQ_(q) = Dq ∙ T ∙ К_э ∙ N, (1)

где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут.;

Т – время работы скважины в течение года, сут. Принимаем  равным 365 дням;

N – количество скважин на которых проводится инновационное мероприятие, ед.

К_э – коэффициент эксплуатации скважин, ед

DQ_(q) = 10,4*365*0,92*27=94292,64

Увеличение добычи нефти  приведёт к росту производительности труда, которая определяется по следующей  формуле:

 (2)

где DПТ – повышение производительности труда, руб./чел;

DQ – прирост добычи, т;

Ц_н – цена одной тонны нефти, руб.;

Ч_ППП – среднесписочная численность ППП, чел;

DПТ = 94292,64*2427,7/4436=51603,75161 руб/чел.

Увеличение добычи нефти  также приведёт к увеличению фондоотдачи:

 (3)

где DФ_отд – прирост фондоотдачи;

Ф_опф – среднегодовая стоимость основных производственных фондов, руб.

DФ_отд = 94292,64*2427,7/5972,2=38329,96921 руб.

Снижение себестоимости  добычи нефти происходит за счёт изменения  условно-постоянных затрат на единицу  продукции и определиться по формуле:

 

(4)

где DС – снижение себестоимости добычи нефти;

З_пос – условно постоянные затраты на добычу нефти, руб.;

 (4)

где С – себестоимость  добычи нефти, руб./тонну;

Д_у/пер – удельный вес условно-переменных затрат, %.

Q – добыча нефти до мероприятия, тыс. т.

=9051,3*2177,0*(100-57)/100=8473012,443 руб.

DС =8473012,443*(1/9051,3-1/(9051,3+94292,64))=854,12 руб./т.

Увеличение объёма добычи нефти ведёт к увеличению абсолютной величины прибыли от реализации:

DП_рп = DQ_р ∙ (Ц_н – (С – DС)), (5)

где DП_рп – дополнительная прибыль от реализации нефти, руб.;

DQ_р – дополнительно реализованная нефть, т;

С – себестоимость добычи нефти до проведения мероприятия, руб./т;

DС – снижение себестоимости нефти, руб./т

DП_рп = 94292,64*(2427,7-(2177,0-854,12)=104176537,95 руб.

Так как увеличивается  прибыль от реализации продукции, то соответственно увеличивается и  чистая прибыль предприятия:

 (6)

где Н_пр – величина налога на прибыль, руб.

Таким образом, дополнительная чистая прибыль предприятия  за счёт снижения постоянных затрат без  учёта затрат на мероприятие на 1 тонну нефти составила 25 002 369,1 тыс. руб.

 

4.1 Расчет показателей экономической эффективности мероприятия

Данное мероприятие  связано с дополнительной добычей  нефти (DQ₁).

Объём дополнительно  добытой нефти – 94292,64 тонн/год.

Капитальные затраты на проведение инновационного мероприятия отсутствуют.

Поскольку прирост  добычи нефти в следующие после  проведения инновационного мероприятия  годы падает, то дополнительная добыча нефти составит:

, (7)

где Dq – прирост среднесуточного дебита, т/сут. Расчет прироста среднесуточного дебита во второй и третий год осуществляется с учетом среднегодового коэффициента падения добычи нефти.

Прирост выручки  от реализации за t-й год определяется по формуле:

 (8)

где DQ – объём дополнительной добычи нефти в t-м году, тонн;

Ц_н – цена 1 тонны нефти, руб.

Текущие затраты (на дополнительную добычу за t-й год) определяются как сумма затрат на мероприятие и условно-переменных затрат по формуле:

, (9)

 

где ΔЗ_доп – условно-переменные затраты на дополнительную добычу нефти в t-м году, руб.;

З_мер – затраты на проведение мероприятия, руб.

 (10)

где С –  себестоимость добычи нефти, руб./тонну;

Д_у/пер – удельный вес условно-переменных затрат, %.

Затраты на проведение мероприятия определим по формуле:

(11)

где С_ИМ– стоимость одного инновационного мероприятия, руб.;

N_скв – количество скважин, на которых проводится инновационное мероприятие, ед.

Тогда общие  затраты, связанные с дополнительной добычей нефти за t-й год составят:

Для расчёта  налога на прибыль, рассчитаем налогооблагаемую прибыль за t-й год по формуле:

 

(12)

где DВ_t – прирост выручки от реализации в t-м году, руб.;

DЗ_t – текущие затраты в t-м году, руб.

Определяем величину налога на прибыль за t-й год:

 

(13)

где N_пр – ставка налога на прибыль, % (принять равной 24%).

Прирост годовых  денежных потоков (DДП_t) рассчитывается по формуле:

(14)

Поток денежной наличности определяется как разница  между приростом годовых денежных потоков и капитальными вложениями:

(15)

Накопленный поток денежной наличности определим  по формуле:

(16)

Дисконтированный  поток денежной наличности – по формуле:

(17)

 

где i – ставка дисконта, доли единицы.

Чистая текущая  стоимость – по формуле:

(18)

Результаты  расчётов показателей экономической  эффективности внедрения инновационного мероприятия представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Показатели экономической эффективности мероприятия

Показатели	1-й год	2-й год	3-й год
Капитальные вложения, тыс. руб.	0	0	0
Прирост добычи нефти, тыс. тонн	94292,64	26401,9392	7392,542976
Прирост выручки от реализации, тыс. руб.	228914242,1	64095987,8	17946876,58
Текущие затраты, тыс. руб.	150392294	32761902,3	9173332,65
Продолжение таблицы 2
Прирост прибыли, тыс. руб.	78521948,08	31334085,46	8773543,929
Прирост суммы налоговых выплат, тыс. руб.	18845267,54	7520180,511	2105650,543
Денежный поток, тыс. руб.	59676680,54	23813904,95	6667893,386
Поток денежной наличности, тыс. руб.	59676680,54	23813904,95	6667893,386
Накопленный поток денежной наличности, тыс. руб.	59676680,54	83490585,49	90158478,88
Дисконтированный поток денежной наличности, тыс. руб.	52811221,72	18649780,68	4621184,593
Чистая текущая стоимость, тыс. руб.	52811221,72	71461002,4	76082186,99

_{В таблице 3 представлены расчеты для анализа чувствительности проекта к возможным изменениям}

Таблица 3 – Расчеты показателей анализа чувствительности для первого года

Наименование варьируемого параметра	Базисный ЧТС	Изменённое значение ЧТС, тыс. р.		Разница	В %	Отношение изменения ЧТС (%) к изменению (%) параметра	Ранг параметра
Снижение объёма добычи нефти  на 20%	52811221,72	37758184,45		- 15053067,27	28,5	1,43
Увеличение капитальных вложений  на 20%	52811221,72	48320428,8		-4490793,72	8,5	0,43
Увеличение текущих затрат  на 20%	52811221,72	32581461,81		-20229759,91	38	1,9
	-20%		0	20%
Объем добычи	- 15053067,27		0	15053067,27
Капитальные затраты	4490793,72		0	-4490793,72
Эксплуатационные затраты	20229759,91		0	-20229759,91

 

Заключение

Результат исследований и их практическая реализация представляют собой решение  актуальной научной задачи - экономическое  обоснование инновационной интегрированной нефтяной компании.

Выполненные исследования и расчетов позволяет сделать следующие основные выводы и рекомендации:

1. Одной из главных причин ухудшения технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений России является естественное истощение конечной по своей природе сырьевой базы. При этом приросты запасов нефти не компенсируют текущую добычу, уменьшаются размеры открываемых месторождений и качество коллекторов не только в освоенных регионах, но и на новых перспективных площадях.
2. Изменение рынка, и, прежде всего увеличение цен на нефть, наряду с совершенствованием налогового законодательства может активизировать инновационную политику компаний и направить их финансовые средства на разработку и внедрение новых технологий добычи из нерентабельных скважин. Преимуществом этого направления выступает время - компания затрачивает значительно меньше времени на изменение технологии, чем на разработку нового месторождения.
3. Методологической основой управления инновационной деятельностью нефтяной компании являются следующие ключевые принципы: ограниченность финансовых ресурсов компании; несинхронность затрат и эффекта от реализации новаций; учет т фактора риска недополучения эффекта и потери инвестиций; управляемость и адаптивность системы инновационной деятельности.
4. Система управления инновационной деятельностью нефтяной компании должна быть ориентирована на обеспечение её устойчивого развития при сокращении текущих издержек на всех этапах технологического цикла - подготовки запасов, добычи, транспортировки, переработки и реализации нефтепродуктов при улучшении экологической обстановки.
5. Для унификации расчетов оценки эффективности инновационных проектов рекомендуется использовать предлагаемую систему показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам предприятия и национальной экономики в целом.
6. Системный анализ проблемы позволил определить приоритетные направления инновационной деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», позволяющих существенно повысить эффективность подготовки запасов, вовлечь в хозяйственный оборот маржинальные месторождения нефти, сократить расходы на транспортировку, увеличить глубину переработки нефти и получить дополнительные эффекты за счет диверсификации ее переработки.