Расчет доразработки Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора

- тюменский из пласта

-

24,7

21,7

нестабильные ЖУВ, всего, млн. т

1,5

3,8

4,0

в том числе: - извлеченные в составе

пластового газа

1,5

1,4

1,7

- ретроградные компоненты

-

2,4

2,3

Исходные данные для расчета экономической эффективности приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Исходные данные

Показатели	Значение
1. Ставки налоговых платежей и отчислений
НДС на 01.01.2004 г.	18%
Налог на добычу полезных ископаемых (газ)	107 руб./тыс. м3
Налог на добычу полезных ископаемых (конденсат)	17,5%
Налог на имущество	2,2%
Налог на прибыль	24%
2. Амортизационные отчисления
Газовые скважины	8,3%
Нефтяные скважины	6,7%
Промысловые сооружения	7,6%
Трубопроводы	5%
3. Цены на реализуемую продукцию
Цена реализации газа:
- Республика Коми	739 руб./тыс. м3
- Архангельская область	828 руб./тыс. м3
- Вологодская область	871 руб./тыс. м3
Цена реализации газа на экспорт (без транспортных и	67,5 долл./тыс. м3
таможенных расходов)
Цены на СПБТ (без транспортных и таможенных
расходов)
на внутреннем рынке	1350 руб./т
на экспорт	99,5 долл./т
Цены на СК (без акциза, транспортных и таможенных
расходов)
на внутреннем рынке	4407 руб./т
на экспорт	120,1 долл./т
Цены на ПА (без транспортных и таможенных
расходов)
на внутреннем рынке	8860 руб./т
на экспорт	119,1 долл./т
Доля реализации газа на внутреннем рынке	70%
Доля реализации газа на экспорт	30%
Доля реализации СПБТ на внутреннем рынке	40%
Доля реализации СПБТ на экспорт	60%
Доля реализации СК на внутреннем рынке	40%
Доля реализации СК на экспорт	60%
Доля реализации ПА на внутреннем рынке	10%
Доля реализации ПА на экспорт	90%
Курс доллара	29,05 руб./долл.
4. Прочие исходные данные
Коэффициент дисконтирования	10%

Природный газ и нестабильный конденсат Вуктыльского месторождения предполагается транспортировать до Сосногорского ГПЗ для последующей переработки.

4.2.2 Капитальные затраты

Капитальные затраты на дообустройство Вуктыльского НГКМ по рассматриваемым вариантам определены на основании технологической схемы нагнетания газа в пласт.

В составе капитальных вложений учтены затраты на:

· строительство дополнительных сетей трубопроводов для закачки сухого тюменского газа в пласт;

· реконструкцию УКПГ-2,3,5,8 (оборудование системы разводки закачиваемого в пласт газа, строительство замерных линий для контроля за газоконденсатной характеристикой скважин).

Для оценки капитальных затрат на дообустройство ВНГКМ использованы данные проектно-сметной документации на строительство объектов газовой промышленности в зоне деятельности ООО «Севергазпром».

Следует отметить, что капитальные вложения, предусмотренные Дополнением к «Технологической схеме эксплуатации Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора» на 2003 и 2004 гг. не были освоены в полном объеме. Поэтому в расчетах для периода 2005-2031 гг. неосвоенные своевременно капитальные вложения были перенесены на 2005 г., что в свою очередь нашло отражение в увеличении срока окупаемости проекта и снижении внутренней нормы доходности проекта.

Суммарные инвестиционные издержки по рассматриваемым вариантам приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Капитальные затраты на реализацию проекта на период 2005-2031 гг.

Направление затрат	Вариант Р2	Вариант Р4
	млн. руб
Реконструкция УКПГ	307,5	307,5
Строительство трубопроводов	208,7	164,2
Всего затрат	516,2	471,7

4.2.3 Производство продукции

Планируемые виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья на Сосногорском ГПЗ по рассматриваемым вариантам определены с учетом состава природного газа и нестабильного конденсата, существующих и проектируемых технологий.

Прогноз получения продуктов переработки природного газа (пластового и тюменского из пласта) и нестабильных ЖУВ по рассматриваемым вариантам приведен в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья

Показатели	Единица измерения	Вариант РО	Вариант Р2	Вариант Р4
Продукция переработки газа
- газ отбензиненный	млрд. м3	16,3	54,05	53,87
- СПБТ	млн. т	1,2	2,83	2,87
- ПА	млн. т	0,76	1,66	1,71
- стабильный конденсат	млн. т	0,17	0,42	0,43
Продукция переработки конденсата
- стабильный конденсат	млн. т	0,95	2,72	2,76
- СПБТ	млн. т	0,36	0,92	0,97
- газ стабилизации	млрд. м3	0,07	0,17	0,18
Всего продукции
- газ сухой	млрд. м3	16,37	45,18	54,05
- стабильный конденсат	млн. т	1,12	3,14	3,19
- СПБТ	млн. т	1,56	3,75	3,84
- ПА	млн. т	0,76	1,66	1,71

4.2.4 Выручка от реализации

Исследование текущего состояния и перспектив рынка сбыта продукции переработки СГПЗ показали возможность реализации стабильного конденсата, пропан-бутановой смеси, пропана технического на внутреннем и внешнем рынке. Доля поставок СК и СПБТ на внешнем рынке принята по сложившейся схеме - 60%, основной объем пропана предполагается поставлять на экспорт (90%). Отбензиненный газ планируется реализовать по следующей схеме: 70% - газораспределительным организациям в Республике Коми, Вологодской и Архангельской областях, 30% на экспорт.

При расчете дохода от реализации товарной продукции приняты цены предприятия без учета транспортных и таможенных расходов по экспорту продукции, налога на добавленную стоимость. Цена на газ, реализуемый ГРО, принята в соответствии с Постановлением Федеральной энергетической комиссии. Цена газа на экспорт определена в г. Сосногорск, в данную цену не входят расходы по доставке газа потребителям, таможенные пошлины. Накопленная выручка за расчетный период по рассматриваемым вариантам приведена в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Выручка от реализации продуктов переработки

Показатели	Вариант РО	Вариант Р2	Вариант Р4
	млн. руб.
- газа	18114	59947	59756
- СК	4338	12158	12311
- СПБТ	3616	8530	8758
- ПА	3167	6611	6812
Всего выручка	29235	87246	87637

4.2.5 Эксплуатационные затраты

Текущие расходы определены по следующим составляющим затрат:

· на добычу углеводородного сырья;

· на транспорт природного газа и нестабильных ЖУВ от Вуктыльского месторождения до Сосногорского ГПЗ;

· на переработку углеводородного сырья на СГПЗ;

· на транспорт товарного газа до потребителей.

Оценка годовых эксплуатационных издержек выполнена на основе статистического анализа фактических затрат на добычу, транспорт до СГПЗ и переработку углеводородного сырья.

Текущие расходы на добычу природного газа и нестабильного конденсата определены по основным элементам затрат:

материальные затраты;

заработная плата с отчислениями;

амортизационные отчисления;

затраты на капитальный ремонт;

налоговые платежи и отчисления;

затраты на экологию;

прочие расходы.

Годовой фонд заработной платы и отчислений определены исходя из планируемой численности работников и среднемесячной заработной платы, сложившейся в ВГПУ на 01.07.2004 г.

Затраты на электроэнергию и вспомогательные материалы рассчитаны по действующим тарифам и фактическим расходам этих ресурсов.

Включаемый в себестоимость добычи УВ налог на добычу природного газа рассчитан по ставке 107 руб./тыс. м3. Налог на добычу нестабильных ЖУВ исчисляется по ставке 17,5% от их стоимости.

Затраты на проведение капитального ремонта основных производственных фондов составляют 2,0% от балансовой стоимости ОФ и учтены соответствующей статьей эксплуатационных затрат.

Текущие расходы на транспорт углеводородной продукции до Сосногорского ГПЗ рассчитаны с использованием удельных текущих затрат на транспорт и прогнозных показателей объемов добычи газа и жидких углеводородов.

Эксплуатационные затраты на переработку углеводородного сырья на Сосногорском ГПЗ по действующей технологии определены, исходя из фактических показателей по участку низкотемпературного разделения газов и участку переработки нестабильного конденсата (удельные расходы электроэнергии, теплоэнергии, вспомогательных материалов, амортизационные расходы действующих основных производственных фондов, численность обслуживающего персонала, среднемесячная заработная плата). Текущие расходы по комплексной переработке газа на проектируемой установке газоразделения (ввод в эксплуатацию предполагается в 2004г.) рассчитаны на основе данных проекта "Реконструкция производства газопереработки на Сосногорском ГПЗ", выполненного Филиалом ООО ВНИИГАЗ - Севернипигаз.

4.2.6 Результаты оценки эффективности проекта

Для экономической оценки использованы следующие основные показатели:

капитальные вложения в дообустройство месторождения;

эксплуатационные расходы на добычу, транспорт и переработку углеводородного сырья;

выручка от реализации продукции переработки;

прибыль от реализации;

расчет показателей коммерческой эффективности (поток денежной наличности, ВНД, срок окупаемости капитальных вложений, дисконтированный ЧДП).

Отличительной особенностью расчета эффективности доразработки месторождения на завершающей стадии является применение приростного метода оценки эффективности. Характерной чертой приростного метода является рассмотрение в качестве чистого дохода от реализации проекта доразработки изменение данного показателя, обусловленное реализацией проекта (т.е. дополнительный доход, полученный в результате реализации проектных решений). Таким образом, варианты технологических схем (варианты Р2 и Р4) эксплуатации Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора сопоставляются с вариантом "без проекта", т.е. без осуществления закачки тюменского газа в пласт (базовый вариант РО). Расчеты по базовому варианту сводится к прогнозу денежных потоков, генерируемых в процессе эксплуатации месторождения, в условиях, когда оцениваемые варианты Р2 и Р4 не будут реализованы. Соответственно, показатели экономической эффективности рассчитываются на основе "приростных" денежных потоков, представляющих собой разницу между денежным потоком каждого из вариантов доразработки месторождения в режиме хранилища-регулятора и денежным потоком базового варианта.

При расчете затрат на покупку сухого тюменского газа принята в соответствии с прейскурантом №04-03-28-2004 «Оптовые цены на газ и газовый конденсат для внутриведомственного потребления» действующая на 01.07.2004г. цена 523,60 руб./тыс. м3 (без НДС).

Выполненные расчеты основных показателей эффективности вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ при нагнетании в пласт сухого газа в сравнении с разработкой месторождения в режиме истощения показали, что в условиях действующей системы налогообложения и установленной расчетной цены на покупку тюменского газа, применение на Вуктыльском НГКМ методов закачки сухого газа в пласт малоэффективно.

Высокие затраты на эксплуатацию Вуктыльского месторождения в режиме хранилища-регулятора обусловлены рядом причин. К ним можно отнести затраты на покупку тюменского газа, высокие ставки платежей на добычу полезных ископаемых.

Для создания стимулирующих экономических условий использования на месторождении технологии, направленной на максимальное извлечение углеводородного сырья, рассмотрен вариант расчета экономической эффективности, в котором предусмотрены возможные изменения цены покупки тюменского газа до 311,5 руб/тыс. м3 (с НДС), согласно прейскуранта №04-03-28-2004 «Оптовые цены на газ и газовый конденсат для внутриведомственного потребления» на 01.07.2004г.

Сравнительные показатели эффективности разработки месторождения при различных условиях реализации проекта приведены в таблице 4.6.

Таблица 4.6

Показатели экономической эффективности проекта

Показатель	Варианты	Эффект относительно базового варианта
	Р0	Р2	Р4	Р2	Р4
Условия реализации проекта: - цена покупки тюменского газа - 311,5 руб./тыс. м3 (с НДС) - действующая система налогообложения
	млн. руб.
Чистый доход	4539,4	15882,4	15998,3	11343	11458,9
Дисконтированный ЧД	2999,3	4653,7	5013,7	1654,4	2014,4
внд				21,8%	35,2%

В Федеральном Законе «О недрах» предусмотрена возможность скидки за истощение недр с платежей за пользование недрами недропользователю, осуществляющему добычу дефицитного полезного ископаемого при низкой экономической эффективности разработки месторождений. Кроме того, в целях стимулирования добычи полезных ископаемых, находящихся в сложных горно-геологических условиях или пониженного качества, а также в целях внедрения технологий, повышающих извлечение основных и попутных полезных компонентов, недропользователи могут полностью освобождаться от платежей за пользование недрами.

Установление цены на тюменский газ в размере, отражающем затраты на добычу и транспортировку газа до ВНГКМ, позволит предприятию в условиях действующей системы налогобложения работать эффективно. При снижении цены покупки тюменского газа до 311,5 руб./тыс. м3 (затраты на добычу и транспортировку газа до ВНГКМ), разработка месторождения по вариантам Р2 и Р4 значительно эффективнее, чем по варианту РО. Эффект от применения рекомендуемой технологии относительно базового варианта составит по варианту Р2 - 11,343 млрд. руб., варианту Р4 - 11,459 млрд. руб., капитальные вложения окупятся соответственно через 12,8 и 10,3 лет, внутренняя норма доходности составит 21,8% и 35,2%.

Основные технико-экономические показатели проекта представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Технико-экономические показатели проекта

Наименование	Вариант
	РО (базовый)	Р2	Р4
Расчетный период	2005-2015	2005-2031	2005-2031
Закачка тюменского газа в пласт, млн. м3	0	24907,3	25518,9
Добыча газа, всего, млн. м3	26849,2	62885,6	62759,3
в том числе: - пластового	17359,1	31671	34569,9
- технологического	9490,1	6480,0	6480,0
- тюменского из пласта	0	24734,6	21709,4
Добыча нестабильных ЖУВ, тыс. т	1393,7	3836,0	3926,8
из них: ретроградные компоненты, тыс. т	0	2432,6	2239,9
Выручка от реализации	29235	87246	87637
Капитальные затраты	0	516,2	471,7
Затраты на покупку тюменского газа	0	7890,6	7949,6
Чисто эксплуатационные затраты	22503	54750,4	55058,3
- на добычу	11808,8	28846,1	28896,9
- на транспорт	783,4	2569,9	2489,1
- на переработку	9910,8	23334,4	23672,3
Амортизационные отчисления	337,2	750,1	693,8
Балансовая прибыль	6274,1	31746,2	31885,2
Налог на прибыль	1499,6	7660,1	76326
Чистая прибыль	4748,8	23992,8	24170,1
Чистый доход (ЧД)	4539,4	15882,4	15998,3
Дисконтированный ЧД (k = 10%)	2999,3	4653,7	5014,3
Эффект от применения рекомендуемой технологии (относительно базового варианта):
Дополнительная добыча газа, млн. м3	-	36036,4	35910,1
Дополнительная добыча ЖУВ, тыс. т	-	2442,3	2533,1
Чистый доход (ЧД)	-	11343	11458,9
Дисконтированный ЧД (k = 10%)	-	1654,4	2015
внд	-	21,8%	35,2%
Срок окупаемости, лет	-	12,8	10,3
Срок окупаемости диск., лет	-	14,4	12,1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

После анализа проведенных расчетов можно сделать вывод, что высокие затраты на эксплуатацию Вуктыльского месторождения в режиме хранилища-регулятора обусловлены рядом причин. К ним можно отнести затраты на покупку тюменского газа, высокие ставки платежей на добычу полезных ископаемых.

Выполненные расчеты основных показателей эффективности вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ при нагнетании в пласт сухого газа в сравнении с разработкой месторождения в режиме истощения показали, что при принятии для расчетов затрат цены на сухой тюменский газ в размере 523,60 руб./тыс. м3 (без НДС) в условиях действующей системы налогообложения, применение на Вуктыльском НГКМ методов закачки сухого газа в пласт малоэффективно.

Однако, установление цены на тюменский газ в размере, отражающем затраты на добычу и транспортировку газа до ВНГКМ, позволит предприятию в условиях действующей системы налогобложения работать эффективно. При снижении цены покупки тюменского газа до 311,5 руб./тыс. м3 (затраты на добычу и транспортировку газа до ВНГКМ), разработка месторождения по вариантам с закачкой в пласт сухого тюменского газа значительно эффективнее, чем по базовому варианту.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Авторский надзор за разработкой месторождений ООО “Севергазпром”. Кн.1. Вуктыльское НГКМ: Отчет о НИР (заключит.)/ Севернипигаз; Руководитель А.В. Назаров. - Ухта, 2000. -170с.

2. Александрова К.Ф. Библиографическое описание документов и их составных частей: Методические указания для студентов и аспирантов технических ВУЗов / К.Ф. Александрова. - Ухта: УГТУ, 2000. - 24 с.

3. Мордвинов А.А. Выполнение и защита дипломного проекта: Методические указания. - Ухта: УГТУ, 2000. - 18 с.

4. Р.М. Тер-Саркисов, А.А. Захаров, Е.М. Гурленов, К.О. Левитский, А.Н. Широков. Контроль газоконденсатного месторождения при нагнетании сухого газа в пласт. Геофизические и газодинамические методы. - М.: ООО «Недра- Бизнесцентр», 2001. - 194с.: ил.

Размещено на Allbest.ru

...