Загрузил vmyalov

ВКР Экономика нефтегаз

Реклама
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
1
4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Методика и исходные данные для экономической оценки
4.2 Показатели экономической эффективности
Экономические расчеты для Фонтановского месторождения выполнены
на основе технологических показателей одного варианта разработки эоценовомайкопского объекта на полное развитие, приведенных в предыдущих разделах,
принятых нормативов капитальных вложений и текущих затрат.
Экономическая оценка эффективности разработки Фонтановского
месторождения выполнена в соответствии с «Методическими рекомендациями
по
подготовке
технических
проектов
разработки
месторождений
углеводородного сырья», утвержденными в качестве временных рекомендаций
приказом МПР России 18.05.2016 № 12-р.
Весь добытый конденсат на Фонтановском месторождении реализуется
полностью на внутреннем рынке России. Цена конденсата принята по
экспортному нетбэку на нефть сырую в размере 22 098,1 руб. за тонну (без НДС),
в 2020 г. – 23414,8 руб. за тонну (без НДС), в 2021 г. – 24737,9 руб. за тонну (без
НДС), в 2022 г. – 26061,0 руб. за тонну (без НДС), в 2023 г. – 27377,7 руб. за
тонну (без НДС) и в 2024 г. и далее до конца периода разработки – 28700,8 руб.
за тонну (без НДС). Расчет экспортного нетбэка на нефть сырую представлен в
таблице 4.1.
Цена реализации природного газа (без НДС) принята по данным и ООО
«Газконтиненталь» за 2018 год в размере 4635,0 руб./1000 м3 или 72,9 $/1000 м3.
Реализация природного газа на внутреннем рынке России – 100%. В расчетах
учтены технологические потери свободного газа в размере 5%.
Расчеты выполнены без учета влияния инфляции.
Для экономической оценки вариантов использованы следующие
основные показатели эффективности:

накопленный чистый доход пользователя недр (ЧД);

дисконтированный поток денежной наличности (ЧДД);
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
2

внутренняя норма возврата капитальных вложений (ВНР);

срок окупаемости;

индекс доходности затрат;

интегральный показатель Топт (i).
В систему оценочных показателей включены капитальные вложения,
эксплуатационные затраты и доход государства (налоги и платежи, отчисляемые
в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).
Для приведения предстоящих разновременных расходов и доходов к
условиям их соразмерности по экономической ценности в начальном периоде
проведено дисконтирование потока наличности предприятия и дохода
государства при ставке дисконта, равной 15 %.
Основные показатели эффективности проекта рассчитывались за
проектный и рентабельный сроки разработки. Рентабельный срок разработки
определяется как часть проектного срока (начиная с первого проектного года)
разработки эксплуатационного объекта (ЭО), в течение которого достигается
максимальное положительное значение чистого дисконтированного дохода.
Макроэкономические показатели и расчет чистых цен углеводородов
В
таблице 4.1
представлены
макроэкономические
показатели,
используемые при расчете технико-экономических показателей проекта
разработки.
Таблица 4.1 – Макроэкономические показатели, расчет экспортного нетбэка –
нефть
Цена нефти Юралс
Цена на газ на внутреннем рынке Обменный курс
долл./барр.
68,35
долл./1000 м3
72,9
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
руб/долл
63,61
Лист
3
Продолжение таблицы 4.1
Транспорт Таможенная
Цена нефти Перевалк
Фрахт от КУУН до пошлина на
Юралс
а в порту
порта
нефть сырую
долл/барр. долл/т
долл/т руб./т
долл./т
Коэффициент
Экспортный
Обменный
перевода
из
нетбэк
на
курс
тонн в баррели
нефть сырую
барр./т
руб/долл руб./т
22098,0
103,8*
(2019 г.)
23414,8
83,1
(2020 г.)
24737,9
62,3
(2021 г.)
7,2/7,3для
68,35
1,41
6,71
2006,22
выручки/для
63,61
26061,0
41,5
НДПИ и ЭП
(2022 г.)
27377,7
20,8
(2023 г.)
28700,8
0
(2024 г. и
далее)
Примечание: * – расчетная ставка таможенной пошлины определяется по формуле экспортной
пошлины на нефть, действующей с 01.01.2017 (с коэффициентом “0,3”) в соответствии с
постановлением Правительства РФ от 29.03.2013 №276. В целях расчета за среднюю цену нефти
принимается сумма цен UralsMed и Urals NWE на первое число месяца, деленная на 2 (по состоянию
на 01.02.2019 г. – 68,54 $/барр.).
4.2.1Система налогов и платежей
Оценка экономической эффективности разработки месторождения
проведена в соответствии с действующей системой налогообложения. В работе
учтены следующие виды налогов.
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на газ и конденсат
взимается на основании ст. 342 главы 26 НК РФ. НДПИ начисляется на валовую
добычу углеводородов.
НДПИ на газ и газовый конденсат
В формуле расчета НДПИ при добыче газа горючего природного
налоговая ставка умножается на базовое значение единицы условного топлива
(Еут) и на коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа
горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного
сырья (Кс). Полученное произведение суммируется со значением показателя,
характеризующего расходы на транспортировку газа горючего природного (Тг).
Если полученная сумма оказалась меньше 0, значение налоговой ставки
принимается равным 0.
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
4
Ставка НДПИ газ = Налоговая ставка ∙ Еут ∙ Кс + Тг
(4.1)
В формуле расчета НДПИ при добыче газового конденсата налоговая
ставка умножается на базовое значение единицы условного топлива (Еут), на
коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа горючего
природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного сырья (К с),
и на корректирующий коэффициент (Ккм).
Ставка
НДПИ
газовый
конденсат = Налоговая
(4.2)
ставка ∙ Еут ∙ Кс ∙ Ккм + Кман*0,75
Согласно закону №366-ФЗ от 24.11.2014 г. налоговая ставка НДПИ на
газовый конденсат утверждена в размере 42 рубля за 1 тонну газового
конденсата, согласно закону № 263-ФЗ от 30.09.2013 г. на газ горючий
природный – в размере 35 рублей за 1000 м3 газа.
Базовое значение единицы условного топлива Еут рассчитывается
налогоплательщиком самостоятельно при добыче газа горючего природного (за
исключением попутного газа) и (или) газового конденсата для участка недр,
содержащего залежь углеводородного сырья, по следующей формуле:
Еут =
0,15 ∙ Кгп ∙ (Цг ∙ Дг + Цк ∙ (1 – Дг))
(1 – Дг) ∙ 42 + Дг ∙ 35
,
(4.3)
где Цг – цена газа горючего природного;
Дг – коэффициент, характеризующий долю добытого газа горючего
природного (за исключением попутного газа) в общем количестве газа горючего
природного (за исключением попутного газа) и газового конденсата, добытых в
истекшем
налоговом
периоде
на
участке
недр,
содержащем
залежь
углеводородного сырья;
Цк – цена газового конденсата;
Кгп – коэффициент, характеризующий экспортную доходность единицы
условного топлива. Коэффициент Кгп равен 1 на период с 1 января 2017 года для
Фонтановского месторождения.
Цена газового конденсата Цк рассчитывается по следующей формуле:
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
5
Цк = (Ц ∙ 8 – Пн) ∙ Р,
(4.4)
где Ц – средняя за истекший налоговый период цена нефти сорта Юралс
за баррель, выраженная в долларах США;
Пн – условная ставка вывозной таможенной пошлины на газовый
конденсат, которая была установлена для истекшего налогового периода;
Р – среднее за истекший налоговый период значение курса доллара США
к рублю Российской Федерации.
Коэффициент,
характеризующий
долю
добытого
газа
горючего
природного (за исключением попутного газа) в общем количестве газа горючего
природного (за исключением попутного газа) и газового конденсата, добытых в
истекшем
налоговом
периоде
на
участке
недр,
содержащем
залежь
углеводородного сырья, Дг рассчитывается по следующей формуле:
Дг =
35 ∙ Го
35 ∙ Го + 42 ∙ Ко
,
(4.5)
где Го – количество добытого за истекший налоговый период на участке
недр газа горючего природного (за исключением попутного газа), выраженное в
тысячах кубических метров;
Ко – количество добытого за истекший налоговый период на участке недр
газового конденсата, выраженное в тоннах.
Цена газа горючего природного Цг рассчитывается по следующей
формуле:
Цг = Цв ∙ Ов + Цэ ∙ (1 - Ов),
(4.6)
где Цв – средняя оптовая цена на газ, поставляемый потребителям
Российской Федерации (кроме населения), определяемая как произведение
средней по
Единой
системе газоснабжения расчетной цены на газ,
обеспечивающей равную доходность поставок газа потребителям Российской
Федерации и потребителям, находящимся за пределами территорий государств
– участников Содружества Независимых Государств, рассчитанной для
истекшего налогового периода, и понижающего коэффициента, действовавшего
в истекшем налоговом периоде, обеспечивающего соответствие изменения роста
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
6
цен на газ средним параметрам ежегодного изменения цен на газ, поставляемый
потребителям Российской Федерации (кроме населения). Размер указанного
понижающего коэффициента и порядок расчета средней по Единой системе
газоснабжения расчетной цены на газ, обеспечивающей равную доходность
поставок
газа
потребителям
Российской
Федерации
и
потребителям,
находящимся за пределами территорий государств – участников Содружества
Независимых Государств, устанавливаются и доводятся через официальные
источники
информации
уполномоченным
федеральным
органом
исполнительной власти в области регулирования тарифов;
Ов – коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям
Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа;
Цэ – расчетная цена газа горючего природного при поставках за пределы
территорий государств – участников Содружества Независимых Государств,
рассчитываемая по следующей формуле:
Цг = Цдз ∙
100% - Стп
100%
- Рдз,
(4.7)
где Цдз – расчетная цена реализации газа за пределы территорий
государств – участников Содружества Независимых Государств;
Стп – ставка вывозной таможенной пошлины на газ горючий природный,
выраженная в процентах, которая была установлена для истекшего налогового
периода – 30%;
Рдз – расходы на транспортировку и хранение газа при его реализации за
пределы территорий государств – участников Содружества Независимых
Государств, выраженные в рублях за 1 000 кубических метров газа.
Коэффициент, характеризующий долю реализации газа потребителям
Российской Федерации в общем объеме реализованного организацией газа О в,
устанавливается равным:
1. 0,64 – для налогоплательщиков, являющихся в течение всего
налогового периода организациями – собственниками объектов Единой системы
газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или)
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
7
косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и
суммарная доля такого участия составляет более 50%, за исключением
следующих налогоплательщиков:
– налогоплательщиков – организаций, в которых одним из участников с
долей
не
менее
50%
является
российская
организация,
в
которой
непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой
системы газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет менее 10%;
– налогоплательщиков,
для
которых
рассчитываемый
по
итогам
налогового периода коэффициент, характеризующий долю добытого газа
горючего природного (за исключением попутного газа) в суммарном объеме
добытого углеводородного сырья Кгпн, составляет менее 0,35.
2. 1 – для налогоплательщиков, не указанных выше.
На Фонтановском месторождении Ов = 1.
Значение
коэффициента
Кгпн,
определяется
налогоплательщиком
самостоятельно по следующей формуле:
Кгпн
=
35 ∙ Гсо
,
35 ∙ (Гсо + Гп) + 42 ∙ (Но + Ксо)
(4.8)
где Гсо – количество добытого газа горючего природного (за
исключением попутного газа), выраженное в тысячах кубических метров;
Гп – количество добытого попутного газа, выраженное в тысячах
кубических метров;
Но – количество добытой нефти обезвоженной, обессоленной и
стабилизированной, выраженное в тоннах;
Ксо – количество добытого газового конденсата, выраженное в тоннах.
Показатели Гсо, Гп, Но, Ксо определяются за истекший налоговый период
применительно к добыче на всех участках недр, находящихся в пользовании
налогоплательщика.
Коэффициент, характеризующий степень сложности добычи газа
горючего природного и (или) газового конденсата из залежи углеводородного
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
8
сырья Кс, принимается равным минимальному значению из значений
коэффициентов Квг, Кр, Кгз, Кас, Корз.
Квг – коэффициент, характеризующий степень выработанности запасов
газа конкретного участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего
природного конкретного участка недр Свг больше 0,7 и меньше или равна 0,9,
коэффициент Квг рассчитывается по следующей формуле:
Квг = 2,75 + 2,5 ∙ Свг,
(4.9)
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего
природного конкретного участка недр Свг больше 0,9, коэффициент Квг
принимается равным 0,5.
В случае, если степень выработанности запасов газа горючего
природного конкретного участка недр Свг меньше или равна 0,7, коэффициент
Квг принимается равным 1.
Кр (коэффициент, характеризующий географическое расположение
участка недр, содержащего залежь углеводородного сырья) для Терновского
месторождения равен 1.
Кгз(коэффициент,
характеризующий
глубину
залегания
залежи
углеводородного сырья), принимается равным одному из следующих значений:
– в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного
сырья меньше или равна 1 700 метрам, коэффициент Кгз принимается равным 1;
– в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного
сырья больше 1 700 метров и меньше или равна 3 300 метрам, коэффициент Кгз
принимается равным 0,64;
– в случае, если минимальная глубина залегания залежи углеводородного
сырья больше 3 300 метров, коэффициент Кгз принимается равным 0,5.
На Фонтановском месторождении абсолютная отметка объектов в
среднем равна 3 152 м, поэтому в расчетах Кгз = 0,64.
Минимальная глубина залегания залежи углеводородного сырья
определяется налогоплательщиком самостоятельно по данным государственного
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
9
баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января года,
предшествующего году налогового периода.
Кас (коэффициент, характеризующий принадлежность участка недр,
содержащего
залежь углеводородного
сырья, к региональной системе
газоснабжения). Если участок недр, содержащий залежь углеводородного сырья,
является
ресурсной
базой
исключительно
для
региональной
системы
газоснабжения, коэффициент Кас принимается равным 0,1. В иных случаях
коэффициент Кас принимается равным 1. На Фонтановском месторождении Кас
= 1.
Корз (коэффициент, характеризующий особенности разработки отдельных
залежей участка недр). В случае, если добыча газа горючего природного
осуществляется из залежи углеводородного сырья, отнесенной к туронским
продуктивным отложениям, коэффициент Корз рассчитывается по следующей
формуле:
Корз = 0,053 ∙ n + 0,157,
(4.10)
В иных случаях коэффициент Корз принимается равным 1.
На Фонтановском месторождении нет залежей, отнесенных к туронским
продуктивным отложениям, Корз = 1.
Показатель, характеризующий расходы на транспортировку газа
горючего природного Тг, рассчитывается по следующей формуле:
Тг = 0,5 ∙ Тр ∙ (Рг / 100) ∙ (1 / Ог),
(4.11)
где Тр – разница между средним фактическим значением тарифа на
услуги по транспортировке газа горючего природного по магистральным
газопроводам, являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах
территории Российской Федерации в году, предшествующем году налогового
периода, определяемым как среднее арифметическое фактических значений
тарифов на услуги по транспортировке газа горючего природного по
магистральным
газопроводам,
являющимся
частью Единой
системы
газоснабжения, в пределах территории Российской Федерации, действовавших в
каждом месяце года, предшествующего году налогового периода, и расчетным
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
10
значением тарифа на услуги по транспортировке газа горючего природного
для года, предшествующего году налогового периода, определяемым как
произведение
среднего
фактического
значения
тарифа
на
услуги
по
транспортировке газа горючего природного по магистральным газопроводам,
являющимся частью Единой системы газоснабжения, в пределах территории
Российской Федерации в 2013 году и коэффициента, учитывающего изменение
потребительских цен на товары (работы, услуги) в Российской Федерации
начиная с 2013 года.
Коэффициент, учитывающий изменение потребительских цен на товары
(работы, услуги) в Российской Федерации начиная с 2013 года, определяется как
отношение
коэффициента-дефлятора,
установленного
для года,
предшествующего году налогового периода, к коэффициенту-дефлятору,
установленному для 2013 года.
Рг – среднее расстояние транспортировки газа горючего природного по
магистральным
газопроводам,
являющимся
частью Единой
системы
газоснабжения, выраженное в километрах, в пределах территории Российской
Федерации организациями, не являющимися собственниками объектов Единой
системы газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и
(или)
косвенно
участвуют
собственники
объектов
Единой
системы
газоснабжения и суммарная доля такого участия составляет более 50% за
12 месяцев,
предшествующих
1
октября года,
предшествующего
году
налогового периода.
Ог – коэффициент, определяемый как отношение количества газа
горючего
природного
(за
исключением
попутного
газа),
добытого
организациями, являющимися собственниками объектов Единой системы
газоснабжения, и (или) организациями, в которых непосредственно и (или)
косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и
суммарная доля такого участия составляет более 50% (за исключением
организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50% является
российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
11
собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого
участия составляет менее 10%), за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года,
предшествующего году налогового периода, к количеству газа горючего
природного
(за
исключением
попутного
газа),
добытого
иными
налогоплательщиками за 12 месяцев, предшествующих 1 октября года,
предшествующего году налогового периода.
Для налогоплательщиков, не являющихся в течение всего налогового
периода
организациями
–
собственниками
объектов
Единой
системы
газоснабжения и (или) организациями, в которых непосредственно и (или)
косвенно участвуют собственники объектов Единой системы газоснабжения и
суммарная доля такого участия составляет более 50% (за исключением
организаций, в которых одним из участников с долей не менее 50% является
российская организация, в которой непосредственно и (или) косвенно участвуют
собственники объектов Единой системы газоснабжения и суммарная доля такого
участия составляет менее 10%), коэффициент Ог принимается равным минус 1.
На Фонтановском месторождении Ог = -1.
Корректирующий коэффициент Ккм принимается равным 6,5 – на период
с 1 января 2017 года.
Кман = ЭП ∙ Р ∙ Ккорр - ФМ,
(4.12)
где ЭП – коэффициент, рассчитываемый в следующем порядке: при
превышении сложившейся за период мониторинга средней цены на нефть сырую
марки "Юралс" на мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и
роттердамском) уровня 182,5 доллара США за 1 тонну - в размере, равном сумме
29,2 доллара США за 1 тонну и 30 процентов разницы между сложившейся за
период мониторинга средней ценой указанной нефти в долларах США за 1 тонну
и 182,5 доллара США;
P – среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю
Российской Федерации, устанавливаемого Центральным банком Российской
Федерации, рассчитываемое в порядке, установленном пунктом 3 статьи 342 НК
РФ;
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
12
Ккорр – коэффициент, устанавливаемый равным:
0,333 – на период с 1 января по 31 декабря 2020 года включительно;
0,500 – на период с 1 января по 31 декабря 2021 года включительно;
0,667 – на период с 1 января по 31 декабря 2022 года включительно;
0,833 – на период с 1 января по 31 декабря 2023 года включительно;
1 – с 1 января 2024 года.
ФМ – коэффициент, равный 0.
Федеральным законом РФ от 22.09.2009 № 218-ФЗ и ст. 1 Федерального
закона РФ от 03.10.2009 № 229-ФЗ установлено, что с 01.01.2010 г. в
федеральный бюджет зачисляется 100% налога на добычу полезных ископаемых
в виде углеводородного сырья.
Значения всех вышеуказанных коэффициентов при расчете показателей
Еут, Кс, Тг детально приведены в табличных приложениях «Расчет НДПИ при
добыче газа и конденсата».
Федеральным законом РФ от 22.09.2009 № 218-ФЗ и ст. 1 Федерального
закона РФ от 03.10.2009 г. № 229-ФЗ установлено, что с 01.01.2010 г. в
федеральный бюджет зачисляется 100 % налога на добычу полезных
ископаемых в виде углеводородного сырья.
Налог на прибыль взимается по ставке 20% в соответствии с п.1 ст.284 НК
РФ.
П. 2 статьи 283 НК РФ предоставляет право налогоплательщику при
расчете налога на прибыль осуществлять перенос убытка на будущее,
следующих за тем налоговым периодом, в котором получен этот убыток.
Перенос убытков осуществляется с учетом ограничений, установленных п. 2.1
ст. 283 НК РФ, когда налоговая база по налогу на прибыль в период 2019-2020 гг.
может быть уменьшена на сумму убытков, полученных в предыдущих
налоговых периодах, не более чем на 5%.
В
соответствии
с
п. 9
статьи
258 НК РФ
налогоплательщику
предоставлено право при расчете налога на прибыль учитывать расходы на
капитальные вложения в размере, не превышающем 10% от первоначальной
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
13
стоимости основных средств, относящихся к 1-2 амортизационным группам и не
превышающем
30%
от
первоначальной
стоимости
основных
средств,
относящихся к 3-7 амортизационным группам. Размер учитываемых расходов в
ООО «Газконтиненталь» в отношении третьей – седьмой амортизационных
групп принят на уровне 15%.
Согласно п. 1 статьи 252 и п. 1.8 статьи 265 НК РФ налогоплательщику
предоставлено право при расчете налога на прибыль уменьшить доход на сумму
произведенных внереализационных расходов (ликвидационных затрат).
В п. 1 ст. 284 НК РФ установлено, что в федеральный бюджет зачисляется
3%, в бюджет субъектов РФ – 17%.
Налог на имущество предприятий взимается в размере 2,2% от
среднегодовой остаточной стоимости основных производственных фондов в
соответствии с гл. 30 НК «Налог на имущество организаций», принятой
Федеральным законом РФ от 11.11.2003 г. № 139-ФЗ.
Страховой взнос в государственные внебюджетные фонды вступил в
действие с 01.01.2010 г. вместо единого социального налога в соответствии с
№ 212-ФЗ РФ от 24.07.2009 г.
В соответствии со ст.12 и ст. 58.2 Федерального закона № 212-ФЗ
применяются следующие тарифы страховых взносов: в Пенсионный Фонд РФ –
22% (на период 2018-2020 гг.), начиная с 2021 г. – 26%, в Фонд социального
страхования РФ – 2,9%, в Фонд обязательного медицинского страхования РФ –
5,1%. Совокупная величина страховых взносов составляет 30%.
Согласно Постановлению Правительства РФ от 28.11.2018 № 1426 «О
предельной величине базы для начисления страховых взносов в Фонд
социального страхования Российской Федерации и Пенсионный фонд
Российской Федерации с 1 января 2019 года» предельная величина базы для
начисления страховых взносов на обязательное социальное страхование
составляет 865 тыс. руб., для начисления страховых взносов на обязательное
пенсионное страхование – 1 150 тыс. руб.
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
14
Для начисления страховых взносов на обязательное социальное
страхование к той части базы, которая не превышает 865 тыс. руб., применяется
базовый тариф 2,9%, в части превышения страховой взнос не взимается.
Для начисления страховых взносов на обязательное пенсионное
страхование к той части базы, которая не превышает 1 150 тыс. руб.,
применяется базовый тариф, в части превышения она облагается по сниженному
тарифу 10%.
Страховой тариф на обязательное социальное страхование от несчастных
случаев на производстве и профессиональных заболеваний для газодобывающей
промышленности,
относящейся
к
1
классу
профессионального
риска,
выплачивается в размере 0,2% от фонда оплаты труда. Основание – ст.1
Федерального закона РФ от 22.12.2005 № 179-ФЗ.
4.2.2
Оценка
капитальных,
текущих,
эксплуатационных
и
внереализационных расходов
На базе технологических показателей с использованием укрупненных
нормативов удельных капитальных вложений рассчитаны динамика и структура
капитальных вложений по направлениям производства.
Капитальные вложения рассчитаны на бурение наклонно-направленных
скважин (№№ 16, 17), их обустройство (отсыпка, дороги) и оборудование, не
входящее в сметы строек. Промысел полностью обустроен: построена УКПГ,
газопроводы от скважин, дороги, ЛЭП. Природный газ с Фонтановского
месторождения сдается в магистральный газопровод Джанкой -Феодосия-Керчь,
конденсат вывозится автотранспортом.
Система нормативов капитальных вложений обоснована исходя из
анализа
проектных
документов
и
фактических
затрат
по
ООО «Газконтиненталь» за 2018 год.
Эксплуатационные расходы определены по статьям калькуляции с
использованием
норм
затрат
по
фактическим
отчетным
данным
ООО «Газконтиненталь» за 2018 год.
При формировании себестоимости добычи углеводородов учитываются
следующие виды расходов:
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
15
– электроэнергия по закачке метанола (исходя из удельных затрат и
объемов добычи конденсата);
– сбор и внутрипромысловый транспорт конденсата (исходя из удельных
затрат и объемов транспортировки конденсата);
– технологическая подготовка газа и конденсата (исходя из удельных
затрат и объемов добычи газа и конденсата);
– расходы на оплату труда ППП (исходя из удельных затрат и
среднедействующего фонда добывающих и нагнетательных скважин);
– отчисления на социальное страхование ППП, которые состоят из
страхового взноса в государственные внебюджетные фонды и страхового тарифа
на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве
и профессиональных заболеваний;
– общепроизводственные затраты (на основании удельных затрат и
среднедействующего фонда добывающих скважин);
– затраты на проведение ГТМ, направленных на прирост добычи УВ
(исходя из удельных затрат на проведение одной скважино-операции и
количества скважин, подвергающихся воздействию);
– налоги, пошлины и прочие платежи (налог на добычу полезных
ископаемых, налог на имущество, прочие налоги);
– амортизация основных фондов (исходя из балансовой стоимости
основных фондов и действующих норм амортизации в нефтяной отрасли).
В расчетах учтены внереализационные расходы - затраты на ликвидацию
основных фондов. В составе затрат на ликвидацию учтены затраты на
ликвидацию
скважин,
объектов
обустройства,
включая
затраты
на
рекультивацию земель. Затраты на ликвидацию одной скважины, также затраты
на ликвидацию объектов обустройства, включая затраты на рекультивацию
земель, приняты на основе факта 2018 года по ООО «Газконтиненталь». Затраты
на ликвидацию объектов обустройства, включая затраты на рекультивацию
земель, оценены экспертно в размере 10% от суммы расходов на ликвидацию
скважин. Ликвидационные затраты рассчитаны в соответствии с динамикой
выбытия скважин и удельным нормативом на ликвидацию 1 скважины.
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
16
Экономические показатели рассчитаны при условии финансирования
работ за счет собственных средств недропользователя.
Все необходимые для экономических расчетов удельные стоимостные
показатели: нормативы капитальных вложений и эксплуатационных расходов,
нормы амортизации приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Удельные текущие и капитальные затраты, нормы амортизации
№№
Показатели
ед.изм.
п/п
1
2
3
1. КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
Затраты при бурении скважин
- бурение добывающей газовой наклонно-направленной
тыс. руб/м.
скважины
- бурение бокового ствола с вертикальным окончанием тыс. руб/ствол
Оборудование, не входящее в сметы строек (для
газодобычи)
- оборудование для газодобывающей скважины
тыс. руб/скв.
- замена оборудования (для газодобывающей)
тыс. руб/скв.-доб.-год
Промысловое обустройство
отсыпка скважины
тыс. руб/скв.
внутри промысловая дорога
тыс. руб/скв.
прочие
%
- добыча углеводородов:
расходы на энергию по закачке метанола, переменные
руб./т.к.
- сбор и внутрипромысловый транспорт конденсата
руб./т.к.
- технологическая подготовка конденсата
руб./т к.
- технологическая подготовка газа
руб./1000м3
- общехозяйственные и общепроизводственные затраты тыс.руб./скв.доб.-год
- удельная численность ППП
чел./ скв.-год
- среднемесячная заработная плата 1 работающего (ППП) тыс.руб./чел.
Стоимость операций:
- расконсервация скважины
тыс.руб./опер.
- ликвидация скважины (внереализационные расходы)
тыс. руб/скв.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ:
Остаточная стоимость основных фондов на начало
млн.руб.
расчетного периода, всего
Норма амортизационных отчислений:
- газовые скважины
%
- объекты обустройства
%
- оборудование, не входящее в сметы строек
%
Значение
4
25,534
43665,5
6150,0
615,0
5904,0
4182,0
10,0
29,9
47,6
243,0
194,1
2221,1
1,96
50,0
3890,9
2083,6
18479,0
10,0
10,0
40,0
4.3 Технико-экономические показатели вариантов разработки
Расчет технико-экономических показателей разработки Фонтановского
месторождения в целом проведен по одному технологическому варианту,
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
17
предполагающему разработку эоценово-майкопского объекта на полное
развитие на естественном режиме.
Выделение участка пробной эксплуатации – в пределах запасов категории
С1.
На период пробной эксплуатации предусматриваются следующие
работы:
в 1 году планируется вывести из консервации четыре скважины №№ 5,
11, 8, 13, провести ремонт при необходимости и сделать зарезку бокового ствола
в скважине №15, провести газодинамические исследования.
в 3 году планируется бурение 2-х добывающих газовых наклоннонаправленных скважин (№№ 16, 17).
Характеристика расчетных технико-экономических показателей варианта
разработки Фонтановского месторождения приведена в таблице 4.3.
Подробные
расчеты
финансово-экономической
деятельности
предприятия разработки Фонтановского месторождения по рассмотренному
варианту представлены в табличных приложениях П.4.1 – П.4.7.
Разработка Фонтановского месторождения по рассмотренному варианту
экономически эффективна в течение 12 лет. Чистый дисконтированный доход
предприятия за рентабельный период положителен и равен 1564,1 млн.руб., за
расчетный период ЧДД равен 1379,2 млн..руб.
За рентабельный период разработки будет добыто 1156,7 млн.м3
свободного газа, 537,0 тыс.т. газового конденсата. КИГр - 0,506, КИКр – 0,415.
Для разработки Фонтановского месторождения за рентабельный период
потребуются капитальные вложения в размере 363,7 млн.руб. для бурения 2х
скважин, БС и их обустройства.
Накопленный поток наличности предприятия за рентабельный период
разработки положителен и равен 3042,3 млн. руб. Структура доходов и затрат, а
также динамика годового потока наличности от разработки Фонтановского
месторождения проиллюстрированы на рисунке 4.1.
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
18
За рентабельный период разработки на компенсацию инвестиционных
расходов будет направлено 2% выручки, на покрытие эксплуатационных затрат
– 4%, на долю государства приходится 76% ожидаемой выручки, на долю
предприятия – 18%.
Рассмотренный вариант разработки Фонтановского месторождения
рекомендуется к утверждению.
Таблица 4.3 – Характеристика расчетных технико-экономических показателей
вариантов разработки Фонтановского месторождения
№
1.
2.
Параметр
Проектный период разработки
Рентабельный период разработки
Накопленная добыча свободного газа за проектный период
Накопленная добыча свободного газа за рентабельный период
Накопленная добыча свободного газа с начала разработки
Коэффициент извлечения газа (КИГ) за проектный период
Коэффициент извлечения газа (КИГр) за рентабельный период
Накопленная добыча конденсата за проектный период
Накопленная добыча конденсата за рентабельный период
Накопленная добыча конденсата с начала разработки
Коэффициент извлечения конденсата (КИК) за проектный период
Коэффициент извлечения конденсата (КИКр) за рентабельный
период
Показатели
экономической
эффективности
вариантов
разработки
Внутренняя норма рентабельности (ВНР)
Срок окупаемости
Индекс доходности капитальных затрат
за проектный период
за рентабельный период
Индекс доходности затрат
за проектный период
за рентабельный период
Рентабельно извлекаемые запасы категории А+В1+В2:
свободного газа
конденсата
Чистый дисконтированный доход (ЧДД 15%)
за проектный период
за рентабельный период
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Ед. изм.
годы
годы
млн. м3
млн. м3
млн. м3
доли ед.
доли ед.
тыс. т
тыс. т
тыс. т
доли ед.
доли ед.
Рек.вар.
23
12
1469,0
1156,7
1469,0
0,643
0,506
680,0
537,0
680,0
0,526
%
лет
не опр.
1
доли ед.
доли ед.
5,99
6,74
доли ед.
доли ед.
1,18
1,23
млн. м3
тыс.т
1156,7
537,0
0,415
млн. руб. 1379,2
млн. руб. 1564,1
Лист
19
2200
Доход предприятия
Доход государства
Капитальные вложения
млн.руб
1700
1200
700
200
-300
2019
2021
2023
2025
2027
2029
Рисунок 4.1 – Годовой поток наличности. Фонтановское месторождение.
Рекомендуемый вариант
4.4 Анализ чувствительности проекта
В
работе
выполнена
оценка
чувствительности
показателей
экономической эффективности и рентабельно извлекаемых запасов по
рекомендуемому разработки Фонтановского месторождения к изменению
внешних факторов. В качестве основных влияющих факторов рассмотрены:
экспортная цена реализации конденсата, газа, объем капитальных вложений и
объем текущих затрат.
Изменение заданных факторов оказывает влияние на формирование
следующих технико-экономических показателей: выручка от реализации,
прибыль по проекту, поток наличности предприятия, дисконтированный поток
наличности,
доход
государства,
дисконтированный
доход
государства,
рентабельно извлекаемые запасы.
Анализ полученных результатов позволяет оценить приемлемость
технологических решений с точки зрения экономической целесообразности
реализации проекта при неблагоприятном изменении базовых значений
рассмотренных факторов.
Чистый
дисконтированный
доход
недропользователя
и
дисконтированный доход государства оценены за проектный период разработки
при ставке дисконта 15%.
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
20
Анализ
чувствительности
чистого
дисконтированного
дохода
недропользователя показал, что разработка Фонтановского месторождения
становится убыточной в случае падения цены реализации УВ в 2,4 раза или
падения добычи УВ в 3 раза; увеличения капитальных вложений или роста
текущих затрат в 6 раз.
Таким образом, проект разработки Фонтановского месторождения
устойчив к изменению макроэкономических факторов.
КНГД 21.03.01.165.ПЗ
Лист
21
Скачать