Удельные затраты на баррель

Кратко о главном

«Затраты на баррель» без уточнений ничего не значат: нужно назвать затраты в числителе, баррели в знаменателе, ставку дисконтирования (или её отсутствие), денежные единицы и год цен.
Затраты на подъём — эксплуатационные затраты года, делённые на добычу того же года. Среднее за срок жизни считают как отношение сумм, а не как среднее годовых значений; с ростом обводнённости затраты на баррель нефти растут обратно пропорционально доле нефти в жидкости.
Приведённые затраты на баррель — приведённые затраты, делённые на дисконтированную добычу. Это постоянная цена, при которой проект до налогов зарабатывает ровно ставку дисконтирования: $\mathrm{NPV} = (P - c)\,Q_\text{д}$ .
Приведённые затраты выше недисконтированных, потому что вложения делаются раньше, чем добываются баррели: в проекте из примеров 27,8 долл./барр. при 10 % против 22,8 без дисконтирования. От начала отсчёта они не зависят, от ставки — сильно.
Цена безубыточности — технические затраты плюс роялти и налог на прибыль на баррель при этой цене: 18,8 + 8,4 + 0,6 + 3,2 + 1,4 = 32,4 долл./барр. С поиском и накладными расходами (полный цикл) — 37,1; когда все вложения сделаны, продолжать добычу выгодно уже при 10,0.
Низкие затраты на баррель — не то же, что лучший проект: стоимость равна марже на баррель, умноженной на дисконтированную добычу, и зависит от масштаба, налогового режима и цены продукции.

Ключевые соотношения

o_t = \frac{O_t}{Q_t}

затраты на подъём в году $t$

c = \frac{\sum_t (C_t + O_t + A_t)(1+i)^{-t}}{\sum_t Q_t\,(1+i)^{-t}}

приведённые технические затраты на баррель

\mathrm{NPV}_\text{до налогов} = (P - c)\,Q_\text{д}

стоимость проекта до налогов при постоянной цене

P^{*} = \frac{PV_C + PV_A + (1-T)\,PV_O - T\,PV_D}{(1-r)(1-T)\,Q_\text{д}}

цена безубыточности с роялти и налогом на прибыль

Где чаще всего ошибаются

Усреднять годовые затраты на баррель простым средним вместо отношения сумм затрат и добычи.
Делить дисконтированные затраты на недисконтированные запасы или недисконтированные затраты — на дисконтированную добычу.
Сравнивать затраты на подъём одного месторождения с полными затратами другого или затраты на баррель — с ценой эталонного сорта вместо нетбэка.
Сравнивать капитальные затраты на баррель проекта с арендованными объектами и проекта с собственными.
Сравнивать приведённые затраты в номинальных деньгах с прогнозом цены в постоянных ценах.

После урока вы сможете

различать затраты на подъём, капитальные, технические и полные затраты на баррель и перечислять, что входит в каждый показатель;
рассчитывать удельные затраты без дисконтирования и приведённые и объяснять, почему для приведённых затрат нужно дисконтировать и баррели;
считать капиталоёмкость — капитальные затраты на баррель суточной добычи — и объяснять, почему результат зависит от выбранного дебита;
связывать приведённые технические затраты с ценой безубыточности и раскладывать её на затраты и платежи государству;
отличать затраты полного цикла от расчёта «от текущей точки» и применять каждый к своему решению;
распознавать, когда сравнение по затратам на баррель вводит в заблуждение: масштаб, налоговые условия, ценность продукции, обводнённость, реальные и номинальные деньги.

Какие затраты и какие баррели

Для одного и того же проекта из примеров библиотеки можно с полным основанием назвать затраты 8,5; 22,8; 27,8 и 32,4 доллара на баррель. Ни одно из этих чисел не ошибочно: первое — эксплуатационные затраты на добытый баррель, второе и третье — все затраты на создание, работу и ликвидацию промысла без дисконтирования и при ставке 10 %, четвёртое — цена безубыточности, то есть те же затраты при ставке 10 % вместе с роялти и налогом на прибыль. Чтобы понять, о каком показателе идёт речь, нужны ответы на пять вопросов.

Какие затраты? Только эксплуатационные; с капитальными; с поиском и оценкой; с накладными расходами компании; с платежами государству.
Какие баррели? Добытые за год или извлекаемые запасы (и какой категории — Классификация запасов и ресурсов); только нефть или нефть вместе с газом в пересчёте на нефтяной эквивалент.
Учтено ли время? Затраты и добыча просто сложены или приведены по ставке — и по какой.
В каких деньгах? Валюта, номинальные деньги или постоянные цены и какого года (Инфляция: номинальные и реальные деньги).
Для какого решения? Полный цикл с начала поисков или только то, что ещё предстоит потратить.

Ответы на эти вопросы и есть определение показателя, и его указывают рядом с числом. Ниже показатели разобраны по очереди — от затрат на подъём до затрат полного цикла, — а в конце урока показано, где сравнение по ним вводит в заблуждение и почему решение о вложениях всё равно принимают по чистой приведённой стоимости (NPV).

Основные показатели затрат на баррель

Показатель: Затраты на подъём (lifting cost)
Числитель: эксплуатационные затраты года
Знаменатель: добыча того же года
Для чего: эффективность эксплуатации, близость к экономическому пределу

Показатель: Капитальные затраты на баррель
Числитель: капитальные затраты на разработку
Знаменатель: извлекаемые запасы
Для чего: сравнение схем обустройства, проверка сметы

Показатель: Затраты на поиск и разработку (F&D)
Числитель: затраты на поиск, оценку и разработку за период
Знаменатель: прирост запасов за тот же период
Для чего: во что компании обходится восполнение запасов

Показатель: Капиталоёмкость
Числитель: капитальные затраты
Знаменатель: суточная добыча, барр./сут
Для чего: сравнение объектов разного масштаба

Показатель: Технические затраты
Числитель: капитальные и эксплуатационные затраты, ликвидация
Знаменатель: добыча за срок жизни
Для чего: во что обходится баррель без налогов

Показатель: Затраты полного цикла
Числитель: то же плюс поиск, накладные расходы и налоги
Знаменатель: добыча за срок жизни
Для чего: какую цену должен выдержать проект

Показатель	Числитель	Знаменатель	Для чего
Затраты на подъём (lifting cost)	эксплуатационные затраты года	добыча того же года	эффективность эксплуатации, близость к экономическому пределу
Капитальные затраты на баррель	капитальные затраты на разработку	извлекаемые запасы	сравнение схем обустройства, проверка сметы
Затраты на поиск и разработку (F&D)	затраты на поиск, оценку и разработку за период	прирост запасов за тот же период	во что компании обходится восполнение запасов
Капиталоёмкость	капитальные затраты	суточная добыча, барр./сут	сравнение объектов разного масштаба
Технические затраты	капитальные и эксплуатационные затраты, ликвидация	добыча за срок жизни	во что обходится баррель без налогов
Затраты полного цикла	то же плюс поиск, накладные расходы и налоги	добыча за срок жизни	какую цену должен выдержать проект

Названия показателей в разных компаниях и отчётах различаются; надёжнее всего — определение, приведённое рядом с числом.

Тонны, баррели и нефтяной эквивалент

В Казахстане добычу учитывают в тоннах, поэтому затраты часто приводят на тонну. При плотности 0,86 т/м³ в тонне 7,314 барреля (Денежный поток проекта): 8,5 долл./барр. — это около 62,2 долл./т. Если месторождение даёт и газ, его пересчитывают в баррели нефтяного эквивалента по теплоте сгорания — около 170 м³ газа на баррель (цена и выручка). Знаменатель от этого растёт, и затраты на баррель эквивалента выглядят ниже затрат на баррель нефти, хотя газ обычно продают дешевле нефти той же теплоты сгорания. Поэтому для каждого числа указывают, на какую единицу оно рассчитано.

Удельные показатели есть и у других этапов: в бурении — стоимость скважины и метра проходки (Сроки и стоимость бурения), в поиске — затраты на баррель открытых запасов. Логика у всех одна: числитель и знаменатель должны относиться к одному объекту, одному периоду и одним деньгам.

Затраты на подъём: эксплуатационные затраты на баррель

Затраты на подъём (lifting cost, operating cost per barrel; в отчётах компаний их называют также удельными затратами на добычу) — эксплуатационные затраты года, делённые на добычу того же года. Дисконтировать здесь нечего: затраты и баррели относятся к одному году. Зато при сравнении разных лет важно, в каких деньгах выражены затраты: в номинальных деньгах затраты на подъём растут уже из-за инфляции, поэтому ряды по годам сравнивают в постоянных ценах (Инфляция: номинальные и реальные деньги). В затраты на подъём обычно входят персонал, энергия, химреагенты, обслуживание и текущий ремонт оборудования и скважин, сбор и подготовка продукции, подготовка и закачка воды. Обычно не входят роялти и другие налоги, транспорт до рынка, если он уже вычтен из цены на промысле, амортизация и общие расходы компании. Практика различается, поэтому состав показателя всегда уточняют. Бухгалтерская себестоимость добычи — другой показатель: в неё входит амортизация, то есть капитальные затраты, распределённые по годам по правилам учёта, а иногда и налоги на добычу.

Как затраты на подъём меняются по годам и как они задают экономический предел, разобрано в уроке о модели денежного потока: постоянная часть затрат делится на падающую добычу, и затраты на баррель к концу жизни промысла растут. Здесь — два вопроса, которые возникают при работе с этим показателем: как получить среднее за срок жизни и как на затраты влияет вода.

Расчётный примерСредние затраты на подъём проекта из примеров

Исходные данные (условные)

Добыча на 3–9-м годах: 1,6; 2,4; 2,4; 2,0; 1,6; 1,2; 0,8 млн барр., всего 12 млн барр.
Эксплуатационные затраты: 6 млн долл. в год + 5 долл./барр., всего 102 млн долл.
Приведённые величины при 10 %: затраты 66,05 млн долл., добыча 7,899 млн барр. (середина 1-го года, потоки в середине года)

Решение

Затраты на подъём по годам: 8,75; 7,50; 7,50; 8,00; 8,75; 10,00; 12,50 долл./барр. — от 7,5 на полке до 12,5 в 9-м году.
Среднее за срок жизни — отношение сумм: $102/12 = 8{,}50$ долл./барр.
Простое среднее семи годовых значений: $63{,}00/7 = 9{,}00$ долл./барр. — годы с малой добычей получают в нём такой же вес, как годы полки.
Приведённое значение при 10 %: $66{,}05/7{,}899 = 8{,}36$ долл./барр. — ниже среднего: дорогие поздние баррели после дисконтирования весят меньше.
На тонну: $8{,}50\cdot 7{,}314 = 62{,}2$ долл./т; при условном курсе 500 тенге за доллар — около 31,1 тыс. тенге за тонну.

Ответ: Средние затраты на подъём проекта — 8,50 долл./барр. (около 62,2 долл./т), приведённые — 8,36 долл./барр.; простое среднее годовых значений, 9,00 долл./барр., их завышает.

Что это значит. Затраты на подъём за жизнь промысла меняются в 1,7 раза, поэтому одно число без указания года или способа осреднения мало что говорит. Месторождения на одной стадии сравнивают по затратам одного года; для оценки проекта берут среднее как отношение сумм или приведённое значение. Данные примера условные.

Особенно быстро затраты на подъём растут на поздней стадии заводнения. Насосы, сепараторы, установки подготовки и закачки воды работают со всей жидкостью, а выручку приносит только нефть. Если затраты пропорциональны объёму жидкости, затраты на баррель нефти равны затратам на баррель жидкости, делённым на долю нефти в ней, то есть на единицу минус обводнённость.

Расчётный примерЗатраты на баррель нефти при росте обводнённости

Исходные данные (условные)

Дебит жидкости скважины: 400 барр./сут (около 64 м³/сут), постоянный — его ограничивает насос
Затраты, пропорциональные жидкости: 1,5 долл. на баррель жидкости: энергия на подъём, сепарация, подготовка и закачка воды
Постоянные затраты скважины: 0,1 млн долл. в год
Цена после роялти: 45 долл./барр. (50 долл./барр. и роялти 10 %)

Решение

Жидкости за год: $400\cdot365 = 146\,000$ барр.; затраты на баррель жидкости: $1{,}5 + 100\,000/146\,000 = 2{,}1849$ долл.
На баррель нефти: при обводнённости 50 % — $2{,}1849/0{,}5 = 4{,}37$ долл., при 80 % — $2{,}1849/0{,}2 = 10{,}92$ , при 90 % — 21,85, при 95 % — 43,70 долл.
Скважина перестаёт окупать свои затраты, когда затраты на баррель нефти достигают цены после роялти: $1 - 2{,}1849/45 = 0{,}951$ , то есть при обводнённости около 95,1 %.

Ответ: При росте обводнённости с 50 до 95 % затраты на баррель нефти растут в 10 раз — с 4,37 до 43,70 долл.; предел — около 95,1 % воды в продукции.

Что это значит. На поздней стадии главный рычаг снижения затрат на баррель — не экономия на персонале, а меньшее количество воды: изоляция обводнённых интервалов, остановка или перевод самых обводнённых скважин, отказ от лишней закачки. Допущение о постоянном дебите жидкости условно: при смене насоса или режима меняются и объём жидкости, и затраты. Данные примера условные.

РасчётЗатраты на баррель нефти условной скважины в зависимости от обводнённости при постоянном дебите жидкости 400 барр./сут. Штриховая линия — цена после роялти, 45 долл./барр.; кривая пересекает её около 95,1 % воды.

Капитальные затраты на баррель запасов и на баррель суточной добычи

Капитальные затраты на баррель — капитальные затраты на разработку, делённые на извлекаемые запасы. Без дисконтирования для проекта из примеров это $160/12 = 13{,}3$ долл./барр. (с ликвидацией — 14,3). Показатель удобен для проверки сметы: если у похожих месторождений региона он вдвое ниже, смету стоит перепроверить. Но вложения делаются в первые годы, а баррели добываются позже, поэтому приведённое значение выше: при 10 % $PV_C/Q_\text{д} = 148{,}3/7{,}899 = 18{,}8$ долл./барр.

На уровне компании похожий показатель — затраты на поиск и разработку (finding and development cost, F&D): все затраты на поиск, оценку и разработку за период, делённые на прирост запасов за тот же период. Деньги и запасы здесь плохо совпадают во времени: открытие ставят на баланс через годы после затрат, а запасы пересматривают, поэтому показатель усредняют за несколько лет и сравнивают только у компаний с одинаковой методикой.

Второй вид капитального показателя — капиталоёмкость (capital intensity): капитальные затраты на баррель суточной добычи, в долларах на 1 барр./сут. Им сравнивают объекты разного размера: установку подготовки, трубопровод, месторождение целиком. Но «суточная добыча» месторождения — не одно число: дебит растёт, держится на полке и падает.

Расчётный примерКапиталоёмкость проекта из примеров

Исходные данные (условные)

Капитальные затраты: 50, 90 и 20 млн долл. на 1–3-м годах, всего 160 млн долл.
Добыча: полка 2,4 млн барр. в год; 12 млн барр. за 7 лет добычи
Ставка: 10 % (реальная)

Решение

По полке: 2,4 млн барр. в год — 6575 барр./сут; $160\cdot10^{6}/6575$ — 24,3 тыс. долл. на 1 барр./сут.
По среднему за годы добычи: $12/7 = 1{,}714$ млн барр. в год — 4697 барр./сут; 34,1 тыс. долл. на 1 барр./сут.
По равноценной ровной добыче (равноценная ровная добыча): 4890 барр./сут — 32,7 тыс. долл. на 1 барр./сут.
С учётом стоимости денег за время строительства — вложения, перенесённые к середине 3-го года (перенос сумм во времени): $50\cdot1{,}1^{2} + 90\cdot1{,}1 + 20 = 179{,}5$ млн долл.; по полке — 27,3 тыс. долл. на 1 барр./сут.

Ответ: Одни и те же вложения дают от 24,3 до 34,1 тыс. долл. на баррель суточной добычи — в зависимости от выбранного дебита и учёта времени.

Что это значит. Капиталоёмкость ничего не говорит о сроке добычи: месторождение, которое держит полку три года, и месторождение с полкой на десять лет могут иметь одинаковые затраты на баррель суточной добычи, но во втором каждый вложенный доллар окупается гораздо большим объёмом нефти. Поэтому показатель годится для сравнения объектов одного типа и срока службы, а для месторождений его дополняют затратами на баррель запасов. Данные примера условные.

Капитальные затраты можно «перевести» в эксплуатационные

Арендованная установка подготовки или чужой трубопровод за тариф уменьшают капитальные затраты и увеличивают эксплуатационные (купить или арендовать). У проекта с арендой капитальные затраты на баррель и капиталоёмкость ниже, хотя баррель в целом может обходиться дороже. Проекты с разной схемой владения объектами сравнивают по техническим затратам — капитальным и эксплуатационным вместе.

Технические затраты на баррель: без дисконтирования и приведённые

Технические затраты (technical cost) на баррель — все затраты на создание и работу промысла — капитальные, эксплуатационные и ликвидацию, — делённые на добычу за срок его жизни. Платежи государству в них не входят, поэтому показатель описывает сам проект, а не налоговый режим. Без дисконтирования для проекта из примеров: $(160 + 102 + 12)/12 = 22{,}8$ долл./барр. Это число отвечает на вопрос «сколько денег потрачено на каждый баррель», но не учитывает, что деньги тратятся раньше, чем баррели продаются.

Учесть время можно, только дисконтируя и затраты, и добычу по одной ставке. Получаются приведённые затраты на баррель (levelised cost; в электроэнергетике так же устроена нормированная стоимость электроэнергии): постоянная цена, при которой приведённая выручка равна приведённым затратам. Почему в знаменателе стоит дисконтированная добыча, объясняет урок Аннуитеты и дисконтированная добыча: при постоянной цене приведённая выручка равна цене, умноженной на дисконтированную добычу $Q_\text{д}$ .

Приведённые технические затраты на баррель

c = \frac{\sum_t (C_t + O_t + A_t)\,(1+i)^{-t}}{\sum_t Q_t\,(1+i)^{-t}} = \frac{PV_C + PV_O + PV_A}{Q_\text{д}}

где:

$c$ приведённые технические затраты на баррель, долл./барр.
$C_t,\ O_t,\ A_t$ капитальные затраты, эксплуатационные затраты и ликвидация года, отстоящего от начала отсчёта на $t$ лет, млн долл.
$Q_t$ добыча (продажи) того же года, млн барр.
$PV_C,\ PV_O,\ PV_A$ приведённые стоимости этих затрат, млн долл.
$Q_\text{д}$ дисконтированная добыча, млн барр.
$i$ ставка дисконтирования, доля единицы в год

Единицы: млн долл., делённые на млн барр., дают долл./барр.; ставка — доля единицы в год

Справедливо, если

затраты и добыча дисконтированы по одной ставке, от одного начала отсчёта и по одному соглашению о моменте потоков;
расчёт в постоянных ценах с реальной ставкой, и $c$ — постоянная реальная цена; о номинальном расчёте — в разделе для углублённого изучения;
платежи государству не включены: это затраты до налогов.

$c$ — цена, при которой проект до налогов возвращает все затраты вместе с доходностью $i$ . При $i = 0$ получаются недисконтированные затраты на баррель. От начала отсчёта $c$ не зависит — его сдвиг умножает числитель и знаменатель на один и тот же множитель, — а от ставки зависит сильно.

Стоимость проекта через приведённую маржу на баррель

\mathrm{NPV}_\text{до налогов} = P\,Q_\text{д} - (PV_C + PV_O + PV_A) = (P - c)\,Q_\text{д}

где:

$\mathrm{NPV}_\text{до налогов}$ NPV проекта без платежей государству при ставке $i$ , млн долл.
$P$ цена на промысле, постоянная во всех годах, долл./барр.
$c$ приведённые технические затраты на баррель, долл./барр.
$Q_\text{д}$ дисконтированная добыча, млн барр.

Единицы: млн долл.; цены — долл./барр., $Q_\text{д}$ — млн барр.

Справедливо, если

цена постоянна в деньгах расчёта; все величины — при одной ставке и одном начале отсчёта;
налогов нет; с налогами роль $c$ играет цена безубыточности (следующий раздел), а наклон NPV по цене уменьшается на долю роялти и налога.

Стоимость проекта — приведённая маржа на баррель, умноженная на дисконтированную добычу. Отсюда видно, что затраты на баррель — только половина ответа: проект с меньшими затратами на баррель, но малой добычей может стоить меньше крупного проекта с более высокими затратами.

Расчётный примерТехнические затраты проекта из примеров

Исходные данные (условные)

Затраты: капитальные 50, 90 и 20 млн долл. на 1–3-м годах; эксплуатационные 6 млн долл. в год + 5 долл./барр.; ликвидация 12 млн долл. на 10-м году
Добыча: 12 млн барр. на 3–9-м годах
Ставка и соглашение: 10 % (реальная); середина 1-го года, потоки в середине года
Цена: 50 долл./барр.

Решение

Без дисконтирования: капитальные $160/12 = 13{,}33$ , эксплуатационные $102/12 = 8{,}50$ , ликвидация $12/12 = 1{,}00$ — всего 22,83 долл./барр.
Приведённые стоимости при 10 %: $PV_C = 148{,}35$ , $PV_O = 66{,}05$ , $PV_A = 5{,}09$ млн долл.; $Q_\text{д} = 7{,}8987$ млн барр.
Приведённые затраты на баррель: капитальные $148{,}35/7{,}8987 = 18{,}8$ , эксплуатационные 8,4, ликвидация 0,6 — всего $c = 27{,}8$ долл./барр.
NPV до налогов при 50 долл./барр.: $(50 - 27{,}8)\cdot 7{,}8987 \approx 175$ млн долл.; то же напрямую: $50\cdot 7{,}8987 - (148{,}35 + 66{,}05 + 5{,}09)$ $\approx 175$ млн долл.

Ответ: Технические затраты проекта — 22,83 долл./барр. без дисконтирования и 27,8 долл./барр. при 10 %; при цене 50 долл./барр. проект до налогов стоит около 175 млн долл.

Что это значит. Дисконтирование подняло затраты на баррель на 22 %, и почти целиком за счёт капитальных: вложения сделаны в первые годы, а баррели добываются на 3–9-м годах. Эксплуатационные затраты на баррель от дисконтирования почти не меняются — они приходят вместе с баррелями. Данные примера условные.

Технические затраты проекта на баррель при разных ставках, долл./барр.

Ставка: 0 %
Капитальные: 13,3
Эксплуатационные: 8,5
Всего с ликвидацией: 22,8

Ставка: 5 %
Капитальные: 15,9
Эксплуатационные: 8,4
Всего с ликвидацией: 25,2

Ставка: 10 %
Капитальные: 18,8
Эксплуатационные: 8,4
Всего с ликвидацией: 27,8

Ставка: 15 %
Капитальные: 21,9
Эксплуатационные: 8,3
Всего с ликвидацией: 30,7

Ставка: 20 %
Капитальные: 25,2
Эксплуатационные: 8,3
Всего с ликвидацией: 33,9

Ставка	Капитальные	Эксплуатационные	Всего с ликвидацией
0 %	13,3	8,5	22,8
5 %	15,9	8,4	25,2
10 %	18,8	8,4	27,8
15 %	21,9	8,3	30,7
20 %	25,2	8,3	33,9

Ставка 0 % — недисконтированные затраты. Начало отсчёта — середина 1-го года, потоки в середине года; от выбора начала отсчёта числа не зависят. Данные примера условные.

РасчётТехнические затраты проекта из примеров на баррель и их капитальная и эксплуатационная части в зависимости от ставки дисконтирования. С ростом ставки растёт почти только капитальная часть.

«Приведённые затраты» в советской методике

В советской практике сравнения вариантов капитальных вложений «приведёнными затратами» называли другую величину — годовую сумму $C + E_\text{н}K$ : текущие затраты плюс капитальные вложения, умноженные на нормативный коэффициент эффективности. Она тоже переводит вложения в годовые затраты, но сама по себе не учитывает срок службы и распределение затрат и добычи во времени. Приведённые затраты на баррель в этом уроке — дисконтированные затраты, делённые на дисконтированную добычу; встретив термин в старом проектном документе, проверьте, о какой из двух величин идёт речь.

От технических затрат к цене безубыточности

Технические затраты — цена, при которой проект окупается до налогов. Но государство берёт свою долю: роялти с каждого барреля и налог на прибыль. Цена, при которой NPV после всех платежей равен нулю, — цена безубыточности (безубыточные значения); для проекта из примеров при 10 % это 32,4 долл./барр. Её можно получить из тех же приведённых сумм и разложить по статьям на баррель.

Цена безубыточности из приведённых затрат

P^{*} = \frac{PV_C + PV_A + (1 - T)\,PV_O - T\,PV_D}{(1 - r)(1 - T)\,Q_\text{д}}

где:

$P^{*}$ цена безубыточности: NPV при ставке $i$ равен нулю, долл./барр.
$PV_C,\ PV_O,\ PV_A$ приведённые капитальные затраты, эксплуатационные затраты и ликвидация, млн долл.
$PV_D$ приведённая налоговая амортизация капитальных затрат, млн долл.
$r$ доля выручки, уходящая на роялти, доля единицы
$T$ ставка налога на прибыль, доля единицы
$Q_\text{д}$ дисконтированная добыча, млн барр.

Единицы: все приведённые суммы — при одной ставке $i$ и одном начале отсчёта; $r$ и $T$ — доли единицы

Справедливо, если

роялти — постоянная доля выручки, налог на прибыль — постоянная доля прибыли, и при цене $P^{*}$ прибыль положительна в каждый год добычи; иначе цену находят подбором по модели;
капитальные затраты уменьшают налог через амортизацию, эксплуатационные — в год оплаты, ликвидация налог не уменьшает, как в условном режиме примеров;
все суммы — в постоянных ценах при реальной ставке.

Числитель — приведённые затраты после налоговых вычетов, знаменатель — дисконтированная добыча после роялти и налога. Формула равносильна формуле через наклон NPV по цене из урока о чувствительности, но показывает, из чего цена состоит: при $P^{*}$ каждый дисконтированный баррель покрывает капитальные и эксплуатационные затраты, ликвидацию, роялти $rP^{*}$ и налог на прибыль.

Расчётный примерИз чего состоит цена безубыточности проекта

Исходные данные (условные)

Приведённые суммы при 10 %: $PV_C = 148{,}35$ , $PV_O = 66{,}05$ , $PV_A = 5{,}09$ , $PV_D = 110{,}28$ млн долл.; $Q_\text{д} = 7{,}8987$ млн барр.
Платежи государству: роялти 10 % выручки, налог на прибыль 20 %; амортизация — по 32 млн долл. на 3–7-м годах

Решение

Числитель: $148{,}35 + 5{,}09 + 0{,}8\cdot66{,}05 - 0{,}2\cdot110{,}28$ $= 184{,}22$ млн долл.
Знаменатель: $0{,}9\cdot0{,}8\cdot7{,}8987 = 5{,}6871$ млн барр.; $P^{*} = 184{,}22/5{,}6871 = 32{,}39$ долл./барр. Подбор цены по модели проекта даёт то же: 32,39 долл./барр.
На дисконтированный баррель: капитальные затраты 18,8, эксплуатационные 8,4, ликвидация 0,6 долл. — вместе 27,8 долл. технических затрат; роялти $0{,}1\cdot32{,}39 = 3{,}2$ долл.
Налог на прибыль на дисконтированный баррель: $0{,}2\cdot(0{,}9\cdot32{,}39 - 8{,}36 - 13{,}96) = 1{,}4$ долл., где 8,36 — эксплуатационные затраты, а $110{,}28/7{,}8987 = 13{,}96$ — амортизация на баррель.
Сумма: $27{,}8 + 3{,}2 + 1{,}4 = 32{,}4$ долл./барр. При этой цене прибыль положительна во все годы добычи — наименьшая, 0,65 млн долл., в 3-м и 7-м годах, — поэтому формула применима.

Ответ: Цена безубыточности 32,39 долл./барр. складывается из 18,8 долл. капитальных затрат, 8,4 эксплуатационных, 0,6 ликвидации, 3,2 роялти и 1,4 налога на прибыль на каждый дисконтированный баррель.

Что это значит. Разложение показывает, на что работает цена: почти 60 % — возврат вложений с доходностью 10 %, четверть — эксплуатация, около 14 % — платежи государству. Налог на прибыль при цене безубыточности мал, потому что мала сама прибыль; при цене 50 долл./барр. доля государства была бы заметно больше (платежи государству в модели). Данные примера условные.

РасчётЦена безубыточности проекта из примеров по статьям на дисконтированный баррель (ставка 10 %): технические затраты 27,8 долл., с роялти и налогом на прибыль — 32,4 долл., с поиском, оценкой и накладными расходами — 37,1 долл. (этот шаг включает и налоги, которые приносит более высокая цена). Штриховая линия — цена 50 долл./барр.

Одни и те же технические затраты — разные цены безубыточности

Роялти: 0 %
Налог на прибыль: 0 %
Цена безубыточности, долл./барр.: 27,8

Роялти: 10 %
Налог на прибыль: 20 %
Цена безубыточности, долл./барр.: 32,4

Роялти: 20 %
Налог на прибыль: 20 %
Цена безубыточности, долл./барр.: 36,4

Роялти: 10 %
Налог на прибыль: 40 %
Цена безубыточности, долл./барр.: 34,9

Роялти	Налог на прибыль	Цена безубыточности, долл./барр.
0 %	0 %	27,8
10 %	20 %	32,4
20 %	20 %	36,4
10 %	40 %	34,9

NPV = 0 при 10 %, цена найдена подбором по модели проекта; остальные условия — как в примерах. Десять процентных пунктов роялти поднимают цену безубыточности сильнее, чем двадцать пунктов налога на прибыль: роялти берут с выручки независимо от прибыли, а при цене безубыточности прибыль мала.

Затраты полного цикла и невозвратные затраты

Технические затраты и цена безубыточности выше относятся к решению о разработке: к этому моменту поиск и оценка уже оплачены, а значит, для решения невозвратны (какие потоки относятся к проекту). Чтобы понять, окупает ли себя всё предприятие — от сейсморазведки до ликвидации, — считают затраты полного цикла (full-cycle cost): добавляют затраты на поиск и оценку, в том числе на неудачные скважины программы, и накладные расходы компании, относящиеся к проекту. Расчёт от текущей точки (point-forward; для момента решения о разработке говорят также half-cycle) включает только то, что ещё предстоит (что относится к решению).

Расчётный примерПолный цикл проекта из примеров

Исходные данные (условные)

Поиск и оценка: сейсморазведка, поисковая и оценочная скважины — 24 млн долл. за год до 1-го года проекта
Накладные расходы компании, отнесённые к проекту: 1 млн долл. в каждый год добычи
Налог: затраты на поиск амортизируются, как капитальные, с начала добычи; накладные расходы вычитаются в год оплаты
Остальное: как в примерах выше; ставка 10 %, начало отсчёта — середина 1-го года

Решение

Поиск и оценка, перенесённые к середине 1-го года: $24\cdot1{,}1 = 26{,}4$ млн долл.; на дисконтированный баррель — $26{,}4/7{,}899 = 3{,}34$ долл.
Накладные расходы: $1\cdot\sum_{t=2}^{8} 1{,}1^{-t} = 4{,}43$ млн долл., на баррель — 0,56 долл.
Технические затраты полного цикла до налогов: $27{,}79 + 3{,}34 + 0{,}56 = 31{,}69$ долл./барр.
Цена безубыточности полного цикла — подбором по модели проекта с налогами: 37,1 долл./барр. против 32,4 при решении о разработке.

Ответ: Полный цикл требует цены 37,1 долл./барр. — на 4,7 долл. больше, чем решение о разработке уже открытого месторождения.

Что это значит. Оба числа верны и отвечают на разные вопросы. Если цена держится около 35 долл./барр., разрабатывать уже открытое месторождение выгодно, а искать новое такого же размера и с такими же затратами — нет. Поэтому на полный цикл смотрят, когда решают, где и сколько разведывать, а на расчёт от текущей точки — когда решают судьбу конкретного открытия. Данные примера условные.

Чем дальше продвинулся проект, тем больше его затрат стали невозвратными и тем ниже цена, при которой его стоит продолжать.

Цена безубыточности проекта из примеров в разные моменты

Момент решения: До начала поисков (полный цикл)
Что ещё впереди: поиск и оценка, разработка, эксплуатация, накладные расходы, ликвидация, налоги
Цена, долл./барр.: 37,1

Момент решения: Решение о разработке
Что ещё впереди: капитальные и эксплуатационные затраты, ликвидация, налоги
Цена, долл./барр.: 32,4

Момент решения: Начало добычи, вложения сделаны или уже обязательны
Что ещё впереди: эксплуатационные затраты, ликвидация, роялти; налог уменьшают вычеты по сделанным вложениям
Цена, долл./барр.: 10,0

Момент решения: Последний год добычи
Что ещё впереди: эксплуатационные затраты и роялти этого года
Цена, долл./барр.: 13,9

Момент решения	Что ещё впереди	Цена, долл./барр.
До начала поисков (полный цикл)	поиск и оценка, разработка, эксплуатация, накладные расходы, ликвидация, налоги	37,1
Решение о разработке	капитальные и эксплуатационные затраты, ликвидация, налоги	32,4
Начало добычи, вложения сделаны или уже обязательны	эксплуатационные затраты, ликвидация, роялти; налог уменьшают вычеты по сделанным вложениям	10,0
Последний год добычи	эксплуатационные затраты и роялти этого года	13,9

Первые три строки — NPV = 0 при 10 % для потоков, которые ещё впереди (в третьей — потоки с 3-го года без капитальных затрат: от них уже нельзя отказаться); последняя — нулевой денежный поток 9-го года (три цены безубыточности). Цена последнего года выше, чем у всего действующего промысла: в 9-м году добыча мала, и постоянные затраты ложатся на немногие баррели.

Сравнение проектов: где затраты на баррель помогают и где обманывают

Затраты на баррель хорошо отвечают на вопрос «выдержит ли проект низкую цену» и плохо — на вопрос «какой проект лучше». Покажем это на двух условных проектах.

Расчётный примерДлинный проект А и короткий проект Б

Исходные данные (условные)

Проект А: 100 млн долл. сейчас; 2 млн барр. в конце каждого из 10 лет; эксплуатационные затраты 4 долл./барр.
Проект Б: 50 млн долл. сейчас; 4 млн барр. в конце каждого из 3 лет; эксплуатационные затраты 6 долл./барр.
Условия: ставка 10 % (реальная), постоянная цена, без налогов

Решение

Без дисконтирования: А — $(100 + 4\cdot20)/20 = 9{,}00$ , Б — $(50 + 6\cdot12)/12 = 10{,}17$ долл./барр. Дешевле выглядит А.
Дисконтированная добыча: А — $2\cdot a_{10}(10\,\%) = 2\cdot6{,}1446 = 12{,}289$ , Б — $4\cdot a_3(10\,\%) = 4\cdot2{,}4869 = 9{,}947$ млн барр. (множитель аннуитета).
Приведённые затраты: А — $100/12{,}289 + 4 = 12{,}14$ , Б — $50/9{,}947 + 6 = 11{,}03$ долл./барр. Дешевле уже Б: его баррели приходят раньше.
NPV при цене 20 долл./барр.: А — $(20 - 4)\cdot12{,}289 - 100 = 96{,}6$ , Б — $(20 - 6)\cdot9{,}947 - 50 = 89{,}3$ млн долл. При цене 15 долл./барр.: А — 35,2, Б — 39,5 млн долл.
NPV проектов равны при цене 16,9 долл./барр.: выше неё больше стоимости создаёт А, ниже — Б.

Ответ: По приведённым затратам дешевле Б (11,03 против 12,14 долл./барр.), но при цене выше 16,9 долл./барр. больше стоимости создаёт А.

Что это значит. Недисконтированные затраты поставили проекты в неверном порядке; приведённые — в верном по запасу прочности: Б выдерживает более низкую цену. Но какой проект лучше, решает NPV — маржа на баррель, умноженная на дисконтированную добычу, а у А больше баррелей. Если же деньги ограничены, важно ещё, сколько стоимости даёт каждый вложенный доллар (правило решения и индекс NPV): Б требует вдвое меньше вложений. Данные примера условные.

Невозвратные затраты. Затраты полного цикла выше цены ещё не означают, что промысел пора закрывать: решает то, что ещё впереди (таблица выше).
Масштаб. Постоянные затраты на баррель падают с ростом добычи, поэтому при прочих равных крупные месторождения «дешевле». Это настоящее преимущество, но стоимость проекта определяют маржа и объём вместе, а не одна маржа.
Налоговые условия. Технические затраты от режима не зависят, а цена безубыточности — зависит (таблица выше). Проекты в разных странах или по разным контрактам сравнивают по техническим затратам, но выдерживаемую цену — только с учётом платежей государству (Налогообложение нефтегазовых проектов).
Ценность продукции. Затраты сравнивают с ценой на промысле — нетбэком после транспорта и скидки за качество, а не с ценой эталонного сорта. Баррель тяжёлой нефти с дорогим путём до рынка может обходиться дешевле и при этом приносить меньше. Газ, пересчитанный в нефтяной эквивалент, уменьшает затраты на баррель эквивалента, но не повышает цену газа.
Среднее и приростное. Средние затраты месторождения не равны затратам на дополнительный баррель: у уплотняющей скважины или проекта ускорения добычи часть «новых» баррелей — нефть, которую и так добыли бы позже (Проекты ускорения добычи и приростной анализ).
Реальные и номинальные деньги. Затраты разных лет в номинальных деньгах несопоставимы, а приведённые затраты номинального расчёта — это постоянная номинальная цена; сравнивать её с прогнозом цены в постоянных ценах нельзя (раздел для углублённого изучения).

Термины и обозначения

Затраты на подъём: эксплуатационные затраты года, делённые на добычу того же года (lifting cost); без налогов, амортизации и, как правило, транспорта до рынка.
Капитальные затраты на баррель: капитальные затраты на разработку, делённые на извлекаемые запасы; без дисконтирования или приведённые.
Затраты на поиск и разработку (F&D): затраты на поиск, оценку и разработку за период, делённые на прирост запасов за тот же период; показатель компании.
Капиталоёмкость: капитальные затраты на баррель суточной добычи; зависит от того, какой дебит взят — полка, средний или равноценный.
Технические затраты: капитальные и эксплуатационные затраты и ликвидация на баррель добычи за срок жизни проекта, без платежей государству.
Приведённые затраты на баррель $c$: приведённые затраты, делённые на дисконтированную добычу (levelised cost): постоянная цена, при которой проект зарабатывает ровно ставку дисконтирования.
Затраты полного цикла: затраты с учётом поиска и оценки, накладных расходов и налогов; их противоположность — расчёт от текущей точки, без уже сделанных затрат.
Цена безубыточности $P^{*}$: цена, при которой NPV при заданной ставке равен нулю; технические затраты плюс платежи государству на баррель при этой цене.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Средние затраты на подъём за срок жизни — среднее годовых значений».

На самом деле

Среднее годовых значений даёт малым годам тот же вес, что и годам полки. Правильно — сумма затрат, делённая на сумму добычи: в проекте из примеров 8,5 долл./барр., а не 9,0.

Неверно

«Приведённые затраты на баррель: дисконтируем затраты и делим на запасы».

На самом деле

Тогда поздние затраты уменьшаются, а поздние баррели — нет, и результат занижен: 18,3 вместо 27,8 долл./барр. в проекте из примеров. Затраты и добычу дисконтируют по одной ставке.

Неверно

«Технические затраты 28 долл./барр. при цене 50 — у проекта огромный запас».

На самом деле

Нужно добавить платежи государству (цена безубыточности 32,4 долл./барр.), а для решения о поисках — ещё и затраты на поиск и накладные расходы (37,1). И даже тогда запас прочности — не стоимость: её показывает NPV.

Неверно

«Проект с меньшими затратами на баррель лучше».

На самом деле

Он лучше выдерживает низкую цену, но стоимость равна марже на баррель, умноженной на дисконтированную добычу. В примере урока проект с более высокими затратами на баррель создаёт больше стоимости при цене выше 16,9 долл./барр. — у него больше баррелей.

Неверно

«Полные затраты выше цены — промысел пора закрывать».

На самом деле

Затраты на поиск и обустройство уже сделаны и от решения не зависят. Продолжать добычу выгодно, пока цена покрывает то, что ещё впереди: в проекте из примеров после окончания вложений — 10,0 долл./барр., а не 37,1.

Подробно: для продвинутых

Откуда формула цены безубыточности и почему капитальный доллар дороже

Пока прибыль положительна каждый год, чистый денежный поток года можно записать так: выручка за вычетом роялти и налога, $(1 - r)(1 - T)\,P\,Q_t$ , минус капитальные затраты и ликвидация, минус эксплуатационные затраты, уменьшенные налоговым вычетом, $(1 - T)\,O_t$ , плюс налог, сэкономленный амортизацией, $T\,D_t$ . Дисконтируя по годам и приравнивая NPV нулю, получаем формулу раздела: дисконтированная добыча после роялти и налога, умноженная на $P^{*}$ , равна приведённым затратам после налоговых вычетов.

Отсюда видно, сколько проекту на самом деле стоит доллар каждой статьи. Доллар эксплуатационных затрат обходится в $1 - T = 0{,}8$ доллара: пятую часть возвращает налог того же года. Капитальный доллар возвращает налог через амортизацию — позже и в приведённых деньгах меньше: в проекте из примеров $T\,PV_D/PV_C = 0{,}2\cdot110{,}28/148{,}35 = 0{,}149$ , то есть капитальный доллар обходится в 0,85 доллара (откуда берутся наклоны). Ликвидация в условном режиме налог не уменьшает и обходится в полный доллар.

Если при цене $P^{*}$ в каком-то году прибыль отрицательна, налог этого года равен нулю, убыток переносится на следующие годы, и NPV перестаёт линейно зависеть от цены. Тогда формула даёт неверный ответ, и цену безубыточности находят подбором по модели. В проекте из примеров прибыль при $P^{*}$ положительна во все годы добычи, хотя в 3-м и 7-м годах — всего 0,65 млн долл.

Приведённые затраты в номинальных деньгах

Если модель ведут в номинальных деньгах, приведённые затраты считают по номинальной ставке, и результат — постоянная номинальная цена. При инфляции её покупательная способность падает, поэтому номинальные приведённые затраты всегда выше реальных, и сравнивать их можно только с номинальной ценой — например, с ценой контракта без индексации (согласованность потока и ставки).

Расчётный примерТе же затраты при инфляции 5 % в год

Исходные данные (условные)

Проект: из примеров; все затраты растут с общей инфляцией от цен 1-го года, добыча прежняя
Инфляция: 5 % в год
Ставка: 10 % реальная, то есть $1{,}10\cdot1{,}05 - 1 = 15{,}5$ % номинальная

Решение

Номинальные затраты, дисконтированные по номинальной ставке, дают ту же сумму, что и затраты в постоянных ценах по реальной: 219,48 млн долл.
Добыча, дисконтированная по номинальной ставке 15,5 %: 6,4428 млн барр. против 7,8987 по реальной ставке.
Приведённые затраты в номинальных деньгах: $219{,}48/6{,}4428 = 34{,}07$ долл./барр.; в постоянных ценах — 27,8 долл./барр.
Постоянные номинальные 34,07 долл. — это в ценах 1-го года $34{,}07/1{,}05^{2} = 30{,}90$ долл. в 3-м году и $34{,}07/1{,}05^{8} = 23{,}06$ долл. в 9-м.

Ответ: При инфляции 5 % в год приведённые затраты в номинальных деньгах — 34,07 долл./барр., в постоянных ценах — 27,8: это разные величины, а не разные оценки.

Что это значит. Постоянная реальная цена 27,8 долл. и реальная цена, которая падает с 30,90 до 23,06 долл., возвращают проекту одно и то же: у них одна приведённая стоимость. Ошибка возникает, когда номинальные 34,07 долл./барр. сравнивают с прогнозом в постоянных ценах — проект кажется хуже, — или реальные 27,8 — с фиксированной номинальной ценой контракта, и проект кажется лучше. Налоги в номинальном расчёте ведут себя иначе (где инфляция не нейтральна), поэтому цену безубыточности после налогов находят пересчётом всей модели. Данные примера условные.

Связь с другими темами

Аннуитеты и дисконтированная добыча — почему в знаменателе приведённых затрат стоит дисконтированная добыча.
Модель денежного потока нефтегазового проекта — затраты на подъём по годам, экономический предел, аренда объектов и платежи государству в модели.
Денежный поток проекта — капитальные и эксплуатационные затраты, невозвратные затраты и приростной принцип.
Чистая приведённая стоимость (NPV) — стоимость проекта, по которой принимают решение, и индекс NPV.
Анализ чувствительности и сценарии — цена безубыточности как запас прочности и её зависимость от других допущений.
Инфляция: номинальные и реальные деньги — постоянные цены и номинальные деньги, согласование ставки с деньгами расчёта.
Выбор ставки дисконтирования — от какой ставки зависят приведённые затраты и цена безубыточности.
Сроки и стоимость бурения — стоимость метра проходки и скважины — удельные затраты бурения.
Годовой платёж за капитал — равные годовые платежи за капитал вместо разовых вложений.

Проверьте себя

1
За год промысел добыл 4,5 млн барр. нефти при эксплуатационных затратах 36 млн долл. Каковы затраты на подъём на баррель и на тонну при плотности нефти 0,86 т/м³?
1. А.8,0 долл./барр., около 1,1 долл./т
2. Б.8,0 долл./барр., около 6,9 долл./т
3. В.8,0 долл./барр., около 58,5 долл./т
4. Г.0,125 долл./барр., около 0,9 долл./т
Показать ответ
Правильный ответ: В. 8,0 долл./барр., около 58,5 долл./т
$36/4{,}5 = 8{,}0$ долл./барр. В тонне $6{,}2898/0{,}86 = 7{,}31$ барреля, поэтому на тонну — $8{,}0\cdot 7{,}31 \approx 58{,}5$ долл. 1,1 получается делением на число баррелей в тонне вместо умножения, 6,9 — умножением на плотность, 0,125 — делением добычи на затраты.
2
Проект в постоянных ценах: 80 млн долл. вложений сейчас, затем 2 млн барр. в конце каждого из 8 лет при эксплуатационных затратах 6 долл./барр. Каковы приведённые технические затраты на баррель при реальной ставке 12 %?
1. А.14,1 долл./барр.
2. Б.17,7 долл./барр.
3. В.8,7 долл./барр.
4. Г.11,0 долл./барр.
Показать ответ
Правильный ответ: А. 14,1 долл./барр.
$Q_\text{д} = 2\cdot a_8(12\,\%) = 2\cdot 4{,}9676 = 9{,}935$ млн барр.; $c = 80/9{,}935 + 6 = 14{,}1$ долл./барр. 11,0 — без дисконтирования, $(80 + 96)/16$ ; 8,7 — дисконтированные затраты на недисконтированные 16 млн барр.; 17,7 — недисконтированные затраты на дисконтированную добычу.
3
Почему приведённые затраты на баррель не зависят от выбора начала отсчёта, а NPV зависит?
Показать ответ
Сдвиг начала отсчёта на $\Delta$ лет умножает все дисконтированные величины на один и тот же множитель $(1+i)^{\Delta}$ . NPV — разность приведённых сумм, и она умножается на этот множитель целиком. Приведённые затраты на баррель — отношение приведённых затрат к дисконтированной добыче: множитель сокращается. Поэтому у них нет «даты», но есть ставка — от неё они зависят сильно.
4
Промысел обустроен и работает. Цена упала до 25 долл./барр.; цена безубыточности полного цикла этого проекта была 37 долл./барр., при решении о разработке — 32 долл./барр. Нужно ли останавливать добычу?
Показать ответ
Не обязательно. Затраты на поиск и обустройство уже сделаны и от решения не зависят, поэтому сравнивать нужно цену с тем, что ещё впереди: эксплуатационными затратами, роялти, налогами, ликвидацией (с учётом того, что остановка приближает её). В проекте из примеров после окончания вложений продолжать добычу выгодно при цене выше 10,0 долл./барр. Полные затраты выше цены говорят о том, что всё предприятие оказалось убыточным и похожие проекты при такой цене начинать не стоит, а не о том, что работающий промысел нужно закрыть.
5
Затраты, пропорциональные жидкости, — 1,2 долл. на баррель жидкости. Как изменятся затраты на баррель нефти, если обводнённость вырастет с 75 до 90 % при том же дебите жидкости?
1. А.Вырастут примерно на 15 %
2. Б.Снизятся с 1,6 до 1,3 долл.
3. В.Не изменятся: затраты на баррель жидкости те же
4. Г.Вырастут с 4,8 до 12,0 долл.
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Вырастут с 4,8 до 12,0 долл.
Нефть — только доля $1 - 0{,}75 = 0{,}25$ жидкости, затем $0{,}10$ . Затраты на баррель нефти: $1{,}2/0{,}25 = 4{,}8$ и $1{,}2/0{,}10 = 12{,}0$ долл. — в 2,5 раза больше. Вариант «снизятся» получается делением на обводнённость вместо доли нефти ( $1{,}2/0{,}75$ и $1{,}2/0{,}90$ ), «на 15 %» — переносом прироста обводнённости в 15 пунктов на затраты.
6
У проекта А приведённые затраты 30 долл./барр. и дисконтированная добыча 40 млн барр., у проекта Б — 24 долл./барр. и 15 млн барр. Налогов нет, цена постоянна. Какой проект создаёт больше стоимости при цене 45 долл./барр. и при какой цене они равноценны?
Показать ответ
NPV до налогов $= (P - c)\,Q_\text{д}$ . При 45 долл./барр.: А — $15\cdot40 = 600$ , Б — $21\cdot15 = 315$ млн долл.: больше создаёт А, хотя его баррель дороже. Равенство: $(P - 30)\cdot40 = (P - 24)\cdot15$ , откуда $25P = 840$ и $P = 33{,}6$ долл./барр. Ниже этой цены лучше Б, а при цене от 24 до 30 долл./барр. А вообще убыточен.

Обновлено: 16 октября 2026 г.