видобутих запасів нафти і газу в певному часовому інтервалі. Грошові потоки прийнято
розраховувати з періодичністю, з якою вони виникають. Однак при цьому необхідно
дотримуватися компромісу між простотою та точністю розрахунків. У методиці ЮНІДО, як і
у більшості інших методичних розробок, які широко застосовуються на Заході, за часовий
інтервал приймають рік, роблячи припущення, що грошові потоки виникають наприкінці
кожного року [1, с. 528].
Технічно задача полягає у визначенні суми дисконтованих грошових потоків
наростаючим підсумком за встановлений період досліджень. Особливості визначення
грошових потоків значною мірою залежать від галузі. Нафтогазовидобувна галузь
характеризується високою капіталоємністю, у зв’язку з чим період віддачі інвестованого
капіталу значно більший, ніж для багатьох інших галузей, наприклад, торгівлі чи навіть
енергетики. Крім того, реалізація проектів, пов’язаних з розвідкою, розробкою чи до
розробкою родовищ, переважно здійснюється впродовж декількох десятків років. Тому
період прогнозування грошових потоків може становити 20-50 і навіть більше років.
Головною проблемою, яка виникає при прогнозуванні грошових потоків, є збір та підготовка
вихідної інформації. Це найбільш трудомістка робота, в ній бере участь команда спеціалістів:
геологів, буровиків, розробників, транспортників, екологів, бухгалтерів та економістів.
Замовити підготовку необхідної інформації, звести всі дані і отримати інтегральну картину –
першочергове завдання спеціалістів з оцінки та інвестиційного аналізу. При прогнозуванні
грошових потоків потрібно здійснювати аналіз та вибір цін на нафту і газ, розраховувати
352
Наука й економіка, 2008 р., № 3 (11)
податкові платежі, визначати експлуатаційні витрати, амортизаційні відрахування (рис. 1)
[6; 9].
Переважно у розрахунках прийнято використовувати або діючі на поточний момент
ціни, або (у випадку наявності прогнозу) ціни кожного року горизонту дослідження.
Оскільки ціни на нафту і газ характеризуються важкопрогнозованою динамікою і достовірно
передбачити їх на тривалий часу (20-50 років) не в змозі жоден експерт, то доцільно
використовувати ціну нафти і газу для споживачів нафтовидобувного підприємства, яка
склалася на момент оцінки.
Рис. 1. Модель формування грошових потоків при оцінці ефективності інвестиційних
проектів та вартості запасів нафти і газу у надрах
353
Наука й економіка, 2008 р., № 3 (11)
Розрахунок податків і зборів здійснюється у відповідності з діючим податковим
законодавством України. При цьому всі податкові платежі, які сплачуються
нафтогазовидобувними компаніями в Україні, можна поділити на такі групи: 1) податки, які
включаються у ціну продукції; 2) податки, які включаються у собівартість продукції; 3)
податок на прибуток (рис. 2).
Рис. 2. Податкові платежі, що сплачуються нафтогазовидобувними підприємствами
в Україні
У 2007 році податок на додану вартість сплачувався в розмірі 16,67% від вартості
реалізованої продукції з ПДВ; рентні платежі – в розмірі 1090 грн. з 1 т нафти, 350 грн. з
1000 м3 природного газу і 50 грн. з 1000 м3 нафтового газу. Збір за геологорозвідувальні
роботи (ГРР), виконані за рахунок державного бюджету, здійснювався у розмірі 43,255 грн. з
1 т нафти, 20,9945 грн. з 1000 м3 природного газу і 8,651 грн. з 1000 м3 нафтового газу (сума
збору збільшується на індекс інфляції за останній місяць кварталу (1,002) та коефіцієнт 1,2 за
корисні копалини, які су путньо залягають на одному родовищі (газовий конденсат). Плата
за користування надрами сплачувалась в розмірі 13 грн. з 1 т нафти та конденсату і 3,21 грн.
з 1000 м3 природного і нафтового газу. Ставка податку на прибуток становить 25% від
прибутку підприємства. Слід взяти до уваги, що при виконанні робіт на умовах розподілу
продукції інвестор звільняється від сплати рентних платежів, а розмір плати за користування
надрами та збору за ГРР визначається відповідною угодою [13, с. 22].
354
Наука й економіка, 2008 р., № 3 (11)
Експлуатаційні витрати є визначальною складовою у формуванні грошових потоків в
нафтогазовидобуванні. Оскільки в Україні облік витрат за окремими об’єктами розробки
(родовищами, покладами, свердловинами) не проводиться, то для їх визначення необхідно:
розрахувати нормативи експлуатаційних витрат на 1 т нафти, 1000 м3 природного газу,
1000 м3 нафтового газу та 1 т конденсату на основі фактичних даних калькуляції
нафтогазовидобувних компаній; здійснити перерахунок отриманих нормативів витрат для
конкретного об’єкта, виходячи із обсягів видобутку на ньому, а також умов розробки. При
цьому експлуатаційні витрати з видобутку нафти і газу діляться на дві групи:
- змінні витрати, які залежать від обсягів видобутку продукції; до них належать витрати
на сировину, основні і допоміжні матеріали, паливо, відрахування в бюджетні фонди, оплата
послуг сторонніх організацій та ін.;
- постійні витрати, які залежать від кількості свердловин. Сюди включаються витрати
на оплату праці, відрахування на соціальні заходи, витрати на проведення поточних і
капітальних ремонтів.
Схему розрахунку нормативів експлуатаційних витрат для кожного виду продукції
нафтогазовидобувної компанії, яка складена на основі діючих на даний час в Україні
методик калькуляції витрат [14], наведено в табл. 1.
Важливим моментом у прогнозуванні грошових потоків є розрахунки величини
амортизаційних відрахувань. Амортизація основних засобів є видом витрат, які зменшують
величину податкових зобов’язань, створюючи при цьому додатковий грошовий потік, що
залишається у розпорядженні підприємства. Розрахунок амортизаційних відрахувань
здійснюється відповідно до Закону України “Про оподаткування прибутку підприємств” [11]
та Національних стандартів бухгалтерського обліку ПБО-7 [12, с. 88-93], згідно з якими усі
основні засоби поділяють на такі групи:
група 1 – будівлі, споруди, їх структурні компоненти та передавальні пристрої, в тому
числі житлові будинки та їх частини, вартість капітального поліпшення земель (річна норма
амортизації 8%);
група 2 – автомобільний транспорт та вузли (запасні частини) до нього, меблі, побутові
електронні, оптичні, електромеханічні прилади та інструменти, інше конторське (офісне)
обладнання, устаткування та приладдя до них (річна норма амортизації 40%);
група 3 – будь-які інші основні фонди, які не ввійшли до груп 1, 2 і 4 (річна норма
амортизації 24%);
група 4 – електронно-обчислювальні машини, інші машини для автоматичного
оброблення інформації, їх програмне забезпечення, пов’язані з ними засоби друку або
зчитування інформації, інші інформаційні системи, телефони (в тому числі стільникові),
мікрофони і рації, вартість яких перевищує вартість малоцінних предметів (річна норма
амортизації 60%).
Особливості має амортизація нафтових і газових свердловин. Норми амортизації для
свердловин встановлюються у відсотках до їх первісної вартості у такому розмірі (в
розрахунку на рік) [11, с. 11-12]:
1-й рік експлуатації – 10%;
2-й рік експлуатації – 18%;
3-й рік експлуатації – 14%;
4-й рік експлуатації – 12%;
5-й рік експлуатації – 9%;
6-й рік експлуатації – 7%;
7-й рік експлуатації – 7%;
8-й рік експлуатації – 7%;
9-й рік експлуатації – 7%;
10-й рік експлуатації – 6%;
11-й рік експлуатації – 3%.
355
Наука й економіка, 2008 р., № 3 (11)
Таблиця 1
Схема розрахунку нормативів експлуатаційних витрат
Нарахування амортизаційних відрахувань основних засобів 1-ої групи проводиться до
досягнення кожним об’єктом групи балансової вартості 100 неоподатковуваних мінімумів
доходів громадян. Залишкова вартість таких основних засобів відноситься на витрати
виробництва за результатами періоду, в якому досягнута така вартість.
Амортизація основних засобів груп 2, 3 і 4 проводиться до досягнення групою
балансової вартості нульового значення.
При розрахунку амортизаційних відрахувань необхідно враховувати збільшення
балансової вартості основних засобів внаслідок проведення їх капітальних ремонтів,
реконструкцій, модернізацій та інших покращень, а також величини інвестицій, що
спрямовуються на придбання нових основних засобів.
Також слід мати на увазі, що витрати на проведення ремонтів свердловин, які не
перевищують 10% первісної вартості окремої свердловини, відносяться до валових витрат, а
витрати, що перевищують зазначену суму, включаються до складу відповідної групи
основних засобів [11, с. 14].
Нерідко в практиці нафтовидобутку зустрічаються випадки, коли в межах одного
родовища поклади нафти і газу об’єднані у певні експлуатаційні об’єкти, розробка яких
здійснюється незалежно один від одного. Здійснення заходів з підвищення видобутку на
таких об’єктах розглядається як самостійні інвестиційні проекти. Тому виникає необхідність
розподілу балансової вартості основних засобів між ними. Такі розрахунки можна здійснити
застосувавши підхід при якому, 30% балансової вартості основних засобів розподіляється
пропорційно обсягу видобутку умовного палива з кожного об’єкта, а 70% – пропорційно
кількості видобувних свердловин [10, с. 64].
Розраховані грошові потоки шляхом дисконтування приводять до моменту оцінки,
обчислюють їх суму, на основі якої здійснюють визначення основних показників для оцінки
запасів та ресурсів нафтових і газових родовищ, ефективності інвестицій у розробку,
обґрунтуванні техніко-економічних показників пропонованих варіантів розробки родовищ.
Висновки та перспективи подальших наукових досліджень. Розроблені методичні
підходи прогнозування грошових потоків дають змогу визначати грошові потоки для будь-
361
Наука й економіка, 2008 р., № 3 (11)
якого об’єкту нафтогазовидобування, на основі калькуляції складеної для
нафтогазовидобувного підприємства загалом. Також вони дозволяють враховувати
співвідношення між постійними і змінними витратами і на цій основі визначати момент коли
експлуатація окремих об’єктів і свердловин стає економічно невигідною. Подальші
дослідження слід спрямувати розробку методичних підходів, які б дали змогу враховувати
можливі зміни цін на нафту і газ та вартості основних матеріальних витрат протягом
довготривалого періоду розробки нафтових і газових родовищ.
Список використаних джерел
1 Беренс В., Хавранек П.М. Руководство по оценке эффективности инвестиций. Пер.
с англ., перераб. и дополн. изд. – М.: АОЗТ “Интерэксперт”, “ИНФРА-М”, 1995. – 528 с.
2 Эванс Франк Ч., Бишоп Дэвид М. Оценка компаний при слияниях и поглощениях:
Создание стоимости в частных компаниях / Пер. с англ. – М.: Альпина Паблишер, 2004. –
332 с.
3 Шарп У., Александр Г., Бейли Дж. Инвестиции: Пер. с англ. – М.: ИНФРА-М, 2007.
– XII, 1028 с.
4 Оценка бизнеса: Учебник / Под ред. А. Г. Грязновой, М. А. Федотовой. – 2-е изд.,
перераб. и доп. – М.: Финансы и статистика, 2006. – 736 с.: ил.
5 Посібник з оцінки бізнесу в Україні / Під загальною редакцією Я. І. Маркуса/ УТО.
– К., 2002. – 342 с.
6 Витвицька У.Я. Прогнозування грошових потоків в умовах інноваційної діяльності
нафтогазовидобувних підприємств //Соціально-економічні дослідження в перехідний період.
Проблеми управління інноваційною діяльністю. Зб. Наук. пр. Вип. №4 (XXXV) / НАН
України. Інститут регіональних досліджень. – Львів, 2002. – С. 144-156.
7 Данилюк М.О. Управлінський облік та аналіз витрат на видобуток нафти і газу. /
Данилюк М. О., Лесюк В.С.; Навчальний посібник для вищих навчальних закладів. – Івано-
Франківськ, 2000. – 122 с.
8 Данилюк М.О. Управління витратами на промислових підприємствах. /Данилюк
М.О., Лещій В.Р.; Науково-практичний посібник: Наукове видання. – Івано-Франківськ: ПП
Супрун, 2006. – 172 с.
9 Оцінка ефективності інвестицій у розвідку і розробку нафтових родовищ.
Монографія / За ред. Витвицького Я. С. – Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2006. – 248 с.
10 Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра,
1977. - 255 с.
11 Закон України “Про внесення змін до Закону України “Про оподаткування
прибутку підприємств” від 24 грудня 2002 року № 349-ІV // Бухгалтерія. – 2003. – № 3 – С.
14.
12 Національні стандарти. Регістри бухгалтерського обліку. – К.: Бухгалтерія. Бліц-
інформ, 2001, № 5.
13 Закон України “Про угоди про розподіл продукції” від 14 вересня 1999 р. № 1039-
ХІV. – 22 с.
14 Інструкція з планування і калькулювання собівартості видобутку нафти і газу. – К.:
ЦОУЕНГ Міністерства палива та енергетики України, 2002. – 207 с.
362
Наука й економіка, 2008 р., № 3 (11)
UDC 517.518.36
V. V. ROMANUKE
THE SEMISET OF ALL THE GENERATED ORTHONORMAL BINARY FUNCTIONS
SYSTEMS BY 32 BINARY FUNCTIONS OF EACH OF THE EIGHT LEARNED
ORTHONORMAL BASES WITH APPLYING
16-BIT GENERATING BINARY FUNCTIONS
Обчислено рівень розбалансованості трьох множин породжених ортогональних
систем бінарних функцій, що породжуються від 16-бітних бінарних функцій на трьох
множинах із 16 функцій кожного базису { ( )}31
0 romu , m m =
θ , де u =1, 8 . Показано, що кожна
із 65534 породжених ортонормальних систем {{ ( ) ( )} } 65534 8 15
As in the papers [11 — 13], will consider the set 16 ℵ of 16-bit binary functions ( ) k 16 ζ θ ∈ℵ ,
where ( ) k ζ θ corresponds to the binary 16-bit number k [14], k =1, 216 − 2 =1, 65534 . Multiplying
each ( ) k 16 ζ θ ∈ℵ by the systems (3), we are getting eight sets of 65534 generated orthonormal
binary functions systems
Summary on the described above. Since the computations of the disbalancement rate and
adjacent parameters for the orthonormal systems of binary functions (3) and (4) with 32-bit
generating binary functions ( ) k 32 ζ θ ∈ℵ , k =1, 232 − 2 , may take more than a few months [12], here
has been accepted a decision to scrutinize the generated systems { ( ) ( )}31
disbalancement rate. This unique feature may be used in solving various technicoeconomic
problems [20 — 24], concerned with applying the binary functions orthogonality. The furtherance
lies in investigating the disbalancement rate properties for the generated orthonormal systems of
binary surfaces [25, 26], amongst which the Walsh surfaces (figures 11 — 13) are the prime. There
on having considered the space L2 [θ1; θ2 )×[ϑ1; ϑ2 ) with 2 1 θ − θ ≡1 and 2 1 ϑ −ϑ ≡1 for all possible
products [37]
that are viewed from above, where the black color corresponds to the values +1,
the white color corresponds to the values −1
Figure 13. The next eight ordered Walsh surfaces after first eight Walsh surfaces
Наука й економіка, 2008 р., № 3 (11)
