- •Введение
- •1 Теоретические основы оценки экономической эффективности инвестиций
- •1.1 Понятие и виды инвестиционных проектов
- •1.2 Методы оценки экономической эффективности инвестиционного проекта
- •1.3 Нормативно-правовые основы регулирования инвестиционной деятельности
- •2 Технико-экономическое обоснование проекта
- •2.1 Организационно-правовая характеристика предприятия
- •2.2 Технико-экономическое описание проекта
- •2.3 Капитальные вложения и доход от проекта
- •3 Показатели экономической эффективности проекта
- •3.1 Критерии оценки экономической эффективности инвестиционного проекта
- •3.2 Анализ чувствительности инвестиционного проекта
- •Заключение
- •Список использованных источников
2.2 Технико-экономическое описание проекта
Дожимная компрессорная станция (ДКС) предназначена для компримирования газа, добываемого на Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) и его подачи в магистральный газопровод Вуктыл-Ухта для транспортировки на Сосногорский газоперерабатывающий завод (ГПЗ).
Реконструкцию дожимной компрессорной станции (ДКС) Вуктыльского
газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Краснодар» (далее ВГПУ) предусматривается осуществлять последовательным переоснащением существующих центробежных компрессоров по трем ступеням сжатия, без прекращения ее эксплуатации и сокращения подачи сырьевого газа на Сосногорский ГПЗ. Последовательность и технологические решения по реконструкции ДКС обеспечивают на период переоснащения каждой ступени безостановочную работу станции, при этом необходимые режимы работы дожимной компрессорной станции обеспечиваются последовательной работой существующих и реконструированных ступеней сжатия.
В настоящем проекте предполагается, что разработаны технологические решения реконструкции ДКС с установкой в существующие корпуса центробежных компрессоров высоконапорных СПЧ (сменной проточной части) для организации новой технологической схемы (далее 3х2) компримирования газа, то есть в три ступени сжатия по два работающих агрегата.
Технологическими решениями для реализации варианта работы в три ступени сжатия по 2 рабочих агрегата ГТН-6 в ступени (схема 3х2) предусматривается установка в существующие корпуса ЦБК высоконапорных СПЧ разработки ОАО «Компрессорный комплекс», номинальные параметры которых представлены в таблице 2, а так же приведено сравнение старых (заменяемых) и новых (заменяющих) сменных проточных частей.
Таблица 2 – Технические характеристики сменных проточных частей компрессоров
|
Параметр |
Ед. измерения
|
Ступень сжатия | ||||
|
1 |
2 |
3 | ||||
|
Старая СПЧ |
Новая СПЧ |
Старая СПЧ |
Новая СПЧ |
| ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Тип СПЧ |
|
Н-6-9-2,2 |
Н-6-9-2,2М |
Н-6-18-2,2 |
Н-6-19-2,2 |
Н-6-39-2,2 |
|
Производительность приведённая к 0,1013 МПа, и 288,15 К |
млн. м3/сут |
2,3 |
3,3 |
2,3 |
3,3 |
2,8 |
|
Объемная производительность |
м3/мин |
410 |
580 |
220 |
285 |
111 |
продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Температура на стороне всаса |
К |
283 |
283 |
303 |
303 |
303 |
|
Давление на стороне всаса |
МПа |
0,38 |
0,38 |
0,75 |
0,82 |
1,73 |
|
Давление на стороне нагнетания |
МПа |
0,88 |
0,78 |
1,76 |
1,86 |
3,82 |
|
Политропный КПД |
% |
77 |
77 |
77 |
77 |
77 |
|
Потребляемая мощность |
МВт |
3 |
4,3 |
3,2 |
4,5 |
3,9 |
|
Частота вращения ротора |
об/мин |
6000 |
6000 |
5950 |
5950 |
6100 |
Как видно из представленной таблицы, производительность новых СПЧ первой и второй ступени существенно выше старых. Так объемная производительность на первой ступени возрастает с 410 до 580 м3/мин, а на второй ступени – с 220 м3/мин до 285 м3/мин.
Исходные данные для расчетов по данному проекту представлены в таблицах 3, 4, 5, 6, 7 и 8.
Таблица 3 – Количество ГПА
|
Показатели |
Единица измерения |
Расчетные значения |
|
Количество ГПА |
|
|
|
До реконструкции, в том числе: |
ед. |
30 |
|
ДКЦ 1 |
ед. |
8 |
|
ДКЦ 2 |
ед. |
9 |
|
ДКЦ 3 |
ед. |
13 |
|
После реконструкции, в том числе: |
ед. |
16 |
|
ДКЦ 1 |
ед. |
7 |
|
ДКЦ 2 |
ед. |
3 |
|
ДКЦ 3 |
ед. |
6 |
По данным таблицы 3 видно, что после реконструкции количество ГПА сократилось с 30 единиц до 16.
В таблице 4 представлено количество газа, используемого на технологи
ческие и собственные нужды предприятия.
Таблица 4 – Газ, используемый на технологические и собственные нужды
|
Показатели |
Единица измерения |
Расчетные значения |
Примечание |
|
Удельный расход на 1 ГПА |
на 1000м3 |
1,8182 |
Фактические данные ВГПУ |
|
Цена |
руб/тыс.м3 |
2989,38 |
Прейскурант № 04-03-28. «Внутренние расчетные (оптовые) цены на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и хранению газа для организаций ОАО «Газпром»» |
Данная таблица показывает цены руб/тыс.м3 на газ по прейскуранту.
В таблице 5 представлено количество электроэнергия, масло, метанол для нужд предприятия.
Таблица 5 – Электроэнергия, масло, метанол
|
Показатели |
Единица измерения |
Расчетные значения |
Примечание |
|
Тариф на электроэнергию |
руб./кВт*час |
3,38327 |
Приказ Службы Республики Коми по тарифам от 19.12.2012г |
|
Удельный расход масла на 1 ГПА |
т/1000м3 |
0,00056 |
Фактические данные ВГПУ |
|
Стоимость масла ТП-22 |
руб/т |
31033,64 |
|
|
Удельный расход метанола |
г/1000м3 |
231,17 |
Фактические данные ВГПУ |
|
Стоимость метанола |
руб/т |
6 868,54 |
Прейскурант № 12-03 "Внутренние расчетные цены на углеводородное сырье, стоимость услуг по его переработке для заключения договоров между ОАО "Газпром" и дочерними обществами" |
Из таблицы 5 имеем данные о планируемых затратах на топливо и элек
троэнергию.
Таблица 6 – производственный персонал
|
Показатели |
Единица измерения |
Расчетные значения |
Примечание |
|
Среднемесячная заработная плата производственных рабочих |
|
|
Данные о среднемесячной зарплате прияты являются коммерческой тайной и приняты условно |
|
- основное производство |
руб. |
50 000,0 | |
|
- вспомогательное производство |
руб. |
50 000,0 | |
|
Численность производственного персонала |
|
|
|
|
- "без проекта" |
чел. |
136 |
|
|
- основное производство |
чел. |
85 |
|
|
- вспомогательное производство |
чел. |
51 |
|
|
- "с проектом" |
чел. |
96 |
|
|
- основное производство |
чел. |
45 |
|
|
- вспомогательное производство |
чел. |
51 |
|
По данным проекта видно, что численность персонала с проектом, сократилась на 40 единиц.
Таблица 7 – Текущий и капитальный ремонт ДКС
|
Показатели |
Единица измерения |
Расчетные значения |
Примечание |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Капитальный ремонт на ДКС |
|
|
|
|
- вариант "без проекта" |
млн.руб. |
82,29 |
|
|
- вариант "с проектом" |
|
|
|
|
От вновь вводимых основных производственных фондов |
% |
0,5 |
с коэффициентом от 1,05 до 1,15 |
продолжение таблицы 7
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Текущий ремонт и текущее обслуживание объектов ДКС |
|
|
|
|
- вариант "без проекта" |
млн.руб. |
12,027 |
|
|
- вариант "с проектом" |
% |
0,1 |
от вновь вводимых ОПФ |
Налоги и платежи сведены в таблицу 8.
Таблица 8 – Налоги и платежи
|
Показатели |
Единица измерения |
Расчетные значения |
Примечание |
|
Страховые взносы |
|
|
Установленная величина на 2013 г - 568 тыс.руб. |
|
- отчисления в пределах установленной величины |
% |
30 | |
|
- отчисления сверх установленной величины |
% |
10 | |
|
Налог на прибыль |
% |
20 |
Глава 25 НК РФ |
|
Налог на имущество |
% |
2,2 |
|
|
НДПИ на газ среднегодовое значение |
руб/1000м3 |
602 |
|
|
газ 1 полугодие 2013 г |
руб/1000м3 |
582 |
НК РФ |
|
газ 2 полугодие 2013 г |
руб/1000м3 |
622 |
НК РФ |
|
НДПИ на конденсат |
руб/т |
590 |
НК РФ |
|
НДПИ на нефть |
руб/т |
5346,91 |
НК РФ (средневзвешенное значение за год) |
|
Расходы на транспортировку газа до СГПЗ |
руб./1000м3 |
58,0 |
* данные приняты условно (в пределах сложившихся расходов предприятия) |
|
Расходы на транспортировку ЖУВ до СГПЗ |
руб./т |
1398,7 |
проиндексировано в цены 2013г |
|
Расчетные индексы-дефляторы |
|
|
|
|
2011 к 2012 |
|
1,078 |
|
|
2012 к 2011 |
|
1,077 |
|
Принимаемая расчетная продолжительность строительства составляет 12
месяцев.
В результате расчетов (Приложение Е) получены следующие показатели экономической эффективности проекта, представленные в таблице 9.
Таблица 9 - Экономические показатели проекта
|
№ п/п |
Наименование показателей |
Единица измерения |
"без проекта" |
"с проектом" |
изменение |
|
1 |
Капитальные вложения, в том числе: |
млн.руб. |
|
2 576,56 |
|
|
|
НДС |
млн.руб. |
|
393,04 |
|
|
2 |
Эксплуатационные расходы |
млн.руб. |
47 260,93 |
76 963,64 |
29 702,71 |
|
3 |
Производственные расходы |
млн.руб. |
41 441,18 |
64 342,65 |
22 901,47 |
|
4 |
Амортизационные отчисления |
млн.руб. |
|
2 094,38 |
|
|
5 |
Налоги, относимые на себестоимость |
млн.руб. |
4 307,01 |
7 477,74 |
3 170,73 |
|
6 |
Налог на прибыль |
млн.руб. |
6 082,59 |
11 059,20 |
4 976,61 |
|
7 |
Выручка |
млн.руб. |
77 673,89 |
132 259,66 |
54 585,77 |
|
8 |
Чистый денежный поток |
млн.руб. |
25 843,11 |
47 196,54 |
21 353,43 |
|
9 |
Чистый доход инвестиционного проекта |
млн.руб. |
|
|
21 353,43 |
|
10 |
Чистый дисконтированный доход инвестиционного проекта |
млн.руб. |
|
|
6 617,44 |
|
11 |
Внутренняя норма доходности |
% |
|
|
27,22 |
|
12 |
Недисконтированный период окупаемости |
лет |
|
|
8,38 |
|
13 |
Дисконтированный период окупаемости |
лет |
|
|
8,90 |
|
14 |
Индекс доходности |
доли |
|
|
3,66 |
|
15 |
Максимальная отрицательная наличность |
млн.руб. |
|
|
-2 446,48 |
Финансирование проекта предполагается средствами ООО «Газпром добыча Краснодар».
Стоимость капитальных вложений, экономический эффект от инвестиции, сроки окупаемости, а так же показатели экономической эффективности проекта представлены в главе 3 «Критерии оценки экономической эффективности проекта».
Доходная часть по проекту определена исходя из предположения, что в результате отказа от реконструкции ДКС (вариант «без проекта») возможно недостижение стабильности и непрерывности подачи газа и ЖУВ (нефть и конденсат) на Сосногорский ГПЗ начиная с 2017 расчетного года, из-за снижения давления на выходе ДКС по сравнению с заданным, а, следовательно, может ожидаться снижение производительности ДКС в целом.