Оценка эффективности разработки газового месторождения

 

1. Расчет  капитальных вложений

 

Расчет  капитальных вложений производится при следующих предположениях[3]:

• инвестиции в строительство объектов необходимо произвести за год до начала использования объектов;
• скважины, газопроводы-шлейфы и дороги строятся одновременно в соответствии с графиком ввода скважин;
• УКПГ строятся в соответствии с графиком ввода скважин из расчета 1 УКПГ на 30 скважин.
• ДКС необходимо построить за год до начала ее функционирования

     Прочие  капвложения  – равны 30% от всех капвложений текущего года, кроме капвложений в бурение и дожимные компрессорные станции. По инфраструктуре капвложения равны 10% от суммы всех капвложений, текущего года, кроме капвложений в бурение.

     В соответствии с проведенными расчетами  можно заметить, что капитальные  вложения в бурение скважин, строительство  газопроводов-шлейфов, УКПГ, коллекторов, дорог и прочих объектов производятся только в первые два года. И лишь в строительство дожимных компрессорных станций и развитие инфраструктуры, денежные средства вкладываются на протяжении первых 6 лет. Капитальные вложения в ДКС равны произведению норматива на мощность на разность между мощностью в следующем и текущем году. В случае уменьшения мощности капвложения равны нулю. Вследствие этого, начиная с 7 года капитальные вложения в ДКС не осуществляются.

     Общая сумма капитальных вложений за 15 лет осуществления проекта составила 13480,11 млн.руб. При осуществлении операции дисконтирования сумма капитальных вложений снизилась до 12436,99 млн.руб.

      Расчет  капитальных вложений представлен в таблице 3. 

Таблица 3. Расчет капитальных вложений, млн. руб.

 

Продолжение таблицы 3

 

2. Анализ  выгод

 

Расчет  выгод или выручки производится на основании цены продажи

газа и объемов его добычи по годам. Выручка B_t за некоторый год t равна произведению цены продукции на ее количество, выпущенное за этот год.

      Количество  денежных средств, получаемое при реализации добытого газа, растет в течение первых двух лет. Это является результатом увеличения объемов добытого газа во втором году ровно в 2 раза. Затем в период постоянной добычи на протяжении 5 лет выручка остается постоянной и находится на уровне 26950 млн.руб. Начиная с 7-го года по мере снижения объемов добычи газа снижается и выручка от реализации. В 10-ом году выручка достигает своего минимума за все 15 лет и составляет 9413,99 млн. руб. Так как последние 5 лет в соответствии с исходной информацией добыча газа не производится, то и выручка в эти годы отсутствует.

      При использовании норматива приведения разноименных затрат (ставка дисконта), осуществляется дисконтирование выгод  по проекту. Для этого по каждому  году рассчитывается коэффициент дисконтирования, который умножается на величину выгод  в соответствующем году.

      В результате произведенных расчетов общая сумма выгод по проекту  за 15 лет без учета нормы дисконта составила 208250 млн.руб., а с использованием данного норматива – 146085,48 млн.руб., что на 30% меньше, чем без учета фактора времени.

     Расчеты по выгодам проекта разработки газового месторождения представлены в таблице 4.

 

Таблица 4. Расчет выгод по проекту, млн.руб

 

Продолжение таблицы 4 

 

3. Расчет  затрат

 

     В эксплуатационных затратах наибольший удельный вес составят затраты на онд. Связано это с тем, что  данный проект, как и любой проект в нефтегазовой отрасли, является капиталоёмким  и предполагает использования большого количества работников. Ремонтный фонд в данном проекте составляет 3% от накопленных капиталовложений в данном году.  За 15 лет на ремонт уйдет порядка 406,07 млн.руб.

     Фонд  оплаты труда за год равен произведению средней заработной платы в месяц на количество месяцев, на среднее количество работников (на одну скважину) и количество действующих скважин в текущем году. Численность производственного персонала меняется только во 2 году и на протяжении всех оставшихся 13 лет составляет 780 чел.

     Затраты на вспомогательные материалы осуществляются лишь в первые 10 лет, то есть тогда, когда идет непосредственный процесс добычи газа. В последние 5 лет вследствие нулевых объемов добычи затраты также равны 0. Затраты по ДКС равны произведению стоимости компрессорных станций на норматив на мощность компрессорной станции в текущем году. Прочие затраты равны 30% от всех эксплуатационных затрат текущего года и имеют место быть на протяжении 10 лет.

     Сумма эксплуатационных затрат за весь рассматриваемый  промежуток времени составила 17579,87 млн.руб. Соответствующие расчеты представлены в таблице 5.

      Амортизационные отчисления входят в состав эксплуатационных затрат и рассчитываются по линейному методу. Для каждого объекта амортизационные отчисления начисляются с первого года эксплуатации и до конца нормативного срока службы. Сумма годовых амортизационных начислений за 15 лет составила 11729,42 млн.руб. Расчеты по амортизационным отчислениям представлены в таблице 6.

 

Таблица 5. Эксплуатационные затраты, млн. руб.