Экономическое обоснование выбора оптимального варианта проекта раз-работки месторождения

      Исходные  данные для расчета экономической  эффективности приведены в таблице 4.2.

      Таблица 4.2

Исходные  данные

      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.

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

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

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.