3. Экономическая часть

3.1 Экономический эффект проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз

Обоснование нормативов капитальных вложений, эксплуатационных затрат, налоговой системы и цен, принятых для расчетов экономических показателей

Капитальные вложения по вариантам разработки месторождения Тенгиз определены по следующим направлениям: скважины; новые объекты; техобслуживание; прочие. Все цифры в долларах являются приближенными на основе имеющихся в распоряжении данных и предположений.

Данные для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат представлены ТШО.

Капитальные затраты в скважины включают затраты: на буровую установку 72500 долларов в сутки плюс затраты на заканчивание скважин 9,45 млн. долларов включая: выкидные линии, подключение к ГЗУ и интенсификации притока без бурового станка. Для вариантов по заводнению затраты на заканчивание скважин включают дополнительные расходы в сумме 1,8 млн. долларов для установки хромированных НКТ. Кроме того, 4 млн. долларов необходимо для переоборудования добывающих скважин в нагнетательные по закачке воды.

Расчетное время продолжительности бурения 90 дней на одну скважину. По нагнетательным скважинам общие затраты составят 17,8 миллионов долларов, включая заканчивание строительства и подключение к ГЗУ.

Капитальные вложения в скважины определены исходя из объема бурения скважин по годам и вариантам.

Капитальные вложения на новые объекты определены с учетом расширения производства и затрат в объекты для закачки воды и газа. Краткое изложение изучения потребности в капитальных вложениях для 4 вариантов разработки следующее: естественный режим-5,6 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Закачка газа-4,3 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн. т. в год. Заводнение-7,4 млрд. долларов для поэтапного расширения производства до 32 млн.т. в год, в том числе 1,5 млрд. долларов для обустройства по заводнению (снабжение, транспортировка, обработка и закачка). Примечание: вышеперечисленные расходы по вариантам не включают расширение производства к концу деятельности месторождения в сумме 1,6 млрд. долларов. Расчеты капитальных вложений выполнены с учетом инфляции, темпы инфляции 2%.

Средства на техобслуживание существующих объектов составляют около 70 миллионов долларов США в год для КТЛ1 и КТЛ2, и НИТКИ 5.

По мере снижения темпов производства ниже 10 миллионов тонн в год, средства на обслуживание определяются умножением 70 миллионов долларов на коэффициент текущего производства по отношению к объему добычи 12,4 млн. тонн в год. Как только основной объем добычи снижается ниже 1 млн. тонн в год, расходы на техобслуживание не начисляются. Средства на ежегодное техобслуживание нового оборудования и объектов рассчитываются с учетом 2% инфляции от текущих инвестиций до окончания срока действия договора СП(2032). По окончании срока действия договора, средства на обслуживание снижаются на 1% ежегодно от текущих инвестиций.

Внедрение средств на техобслуживание нового оборудования прекращается на момент, когда суммарные накопленные средства на обслуживание достигнут 25% от первоначальных инвестиций.

В экономические показатели проекта включены капитальные вложения на оборудование компримирования газа. Компрессор устанавливается на входе перерабатывающего оборудования для снижения давление на выходе завода, используя 2-х ступенчатый процесс оптимизации работы коллектора к концу эксплуатационного периода. Снижение давления на устье непосредственно увеличит продуктивность скважин.

Расчет эксплуатационных расходов выполнен на основе данных ТШО.

Эксплуатационные расходы подразделяются на фиксированные и переменные, связанные с производственными мощностями завода продуктивности скважин. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

Текущие фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования и объектов составляют 191 миллионов долларов ежегодно. В состав фиксированных расходов также включаются общеадминистративные расходы ТШО на обеспечение рабочих кадров компании, договорные услуги, обучение персонала, расходы на содержание офиса объектов жил городка в Атырау. Тем не менее, по мере падения добычи, происходит снижение расходов в зависимости от фактической производительности КТЛ и НИТКИ.

Таблица 12 – Методология описания снижения издержек производства приведена в следующей таблице:

Фиксированные эксплуатационные расходы существующего оборудования
Производительность КТЛ и НИТКИ	Годовые расходы
1. свыше 6 млн. тонн в год	191 млн. долларов США
2. менее 6 млн. тонн в год	75% от 191 млн. долларов США
3. менее 3 млн. тонн в год	50% от 191 млн. долларов США

Переменные эксплуатационные расходы включают в себя расходы на химикалии и другие расходы на материалы, которые зависят от объема нефти, добытой на существующем оборудовании. В расчетах принята их следующая величина – 6,44 долл./т.

Эксплуатационные расходы включают в себя расходы на обслуживание, связанное с восстановительным и капитальным ремонтом нагнетательных и добывающих скважин.

Капитальный ремонт добывающих скважин планируется проводить ориентировочно каждые 6 лет. Его стоимость равна 1,5 млн. долларов. Капитальный ремонт нагнетательных скважин планируется проводить каждые 4 года, стоимостью порядка 2 миллионов долларов.

Как и для существующего оборудования и объектов эксплуатационные расходы на новое оборудование и объекты включают фиксированные и переменные расходы. В свою очередь, фиксированные и переменные расходы подразделяются на расходы, относимые на оборудование по переработке нефти и газа оборудование по переработке серы. Все расходы исчисляются с 2% темпом инфляции.

По эксплуатации нефтяного оборудования фиксированные расходы определяются исходя из мощностей и показателя 3,5 долларов на тонну.

Годовые переменные расходы на химикаты и другие расходные материалы определяются исходя из норматива 3,4 долларов на тонну и объема добываемой нефти.

Годовые фиксированные расходы по газовому оборудованию определяются умножением производственной мощности оборудования по закачке газа на издержки в размере 8,6 долларов/1000 м³ закачиваемого газа.

Для вариантов с закачкой воды, эксплуатационные расходы по составляющим, таким как приобретение воды, ее подготовка, затраты на электроэнергию являются дополнительными для существующих эксплуатационных расходов.

Дополнительные эксплуатационные расходы, включая электроэнергию и воду по вариантам по заводнению, составляют в среднем 42 миллионов долларов в год.

Удельные издержки на электроэнергию и расходы на приобретение воды составляют 30 долларов/тыс. квт час и 0,25 долларов/баррель воды. Варианты по заводнению также включают расходы на установку хромированных НКТ на 60 существующих скважинах, как только будет введено заводнение. Расходы на капремонт при замене труб составят 4 млн. долларов.

Для расчета амортизационных отчислений применен метод расчета с шагом 5-лет. Норма амортизации 20% ежегодно.

Капитальные вложения, включая общеадминистративные расходы, попадают под начисление амортизации с момента ввода в эксплуатацию скважин, оборудования и объектов.

В соответствии с Соглашением между ТШО и Республикой Казахстан, РК выплачиваются следующие налоги: роялти; подоходные налоги; налог на проценты; налог на доход; прочие налоги. В добавлении к ним Республика Казахстан получит 100% денежного потока средств после окончания срока Соглашения о СП в 2032 г.

Ставка роялти принята равной 18%. Ставка поднимается до 25% при условии, когда накопленная норма прибыли компании Шеврон Тексако достигает 17%.

Ставка налога на доход принята в размере 15% при распределении дохода партнеров ТШО.

Ставка подоходного налога – 30%.

Налог на ссудный процент – 20%.

Кроме этого в расчетах учтены отчисления в социальные фонды РК в размере 36% от фонда зарплаты национальных кадров ТШО.

Базовая ставка налога на имущество равна 8 миллионам долларов на 2002 год с последующим ростом при введении в эксплуатацию фондов.

В основу расчета экономических показателей эффективности разработки заложены прогнозные долгосрочные цены на нефть сорта "бренд", полученные от компании "Пурвин и Герц", являющейся международной консалтинговой компанией. Принятые в прогнозе темпы инфляции равны 2% от текущих цен.

Экономические показатели проекта были рассчитаны на основе долговременных продаж газа на региональном рынке Кульсары.

Трубопровод КТК (Каспийский трубопроводный консорциум) является основным магистральным транспортом для перекачки нефти, что позволило определить долговременный прогноз тарифов трубопровода КТК.

Расчет удельной себестоимости нефти при существующем и рассчитанном вариантах компоновки скважины.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.