Экономическая оценка эффективности проекта

Расчеты экономической эффективности выполнены в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)», утвержденными Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госкомитетом РФ по строительству, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.

В качестве основных показателей, характеризующих коммерческую эффективность, приняты: чистый денежный доход (ЧД), дисконтированный денежный доход, срок окупаемости капитальных затрат, внутренняя норма доходности проекта (ВНД).

Коммерческая эффективность проекта доразработки месторождения оценена по трем вариантам: наряду с базовым вариантом разработки на истощение (вариант Р0) рассмотрены два варианта с закачкой сухого тюменского газа в пласт (варианты Р2 и Р4), отличающиеся различными темпами нагнетания газа и сроками ввода в работу нагнетательных скважин.

Расчеты выполнены в стоимостных показателях, сформировавшихся по ценам на продукцию капитального строительства (обустройство УКПГ, строительство трубопроводов) и на элементы эксплуатационных затрат в добыче, транспорте и переработке УВ по состоянию на 01.07.2004 г.

Таблица 1 — Исходные данные для расчета экономической эффективности.

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

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.

Таблица 2 — Капитальные затраты на реализацию проекта на период 2005;2031 гг.

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 3.

Таблица 3 — Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья

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.

Таблица 4 — Выручка от реализации продуктов переработки

эксплуатационные расходы на добычу, транспорт и переработку углеводородного сырья;

выручка от реализации продукции переработки;

прибыль от реализации;

расчет показателей коммерческой эффективности (поток денежной наличности, 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 № 04−03−28−2011 «Оптовые цены на газ и газовый конденсат для внутриведомственного потребления» действующая на 01.07.2004 г. 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 01.07.2004 г.

Таблица 5 — Показатели экономической эффективности проекта.

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%.

Таблица 6 — Технико-экономические показатели проекта.