4.2.6.Результаты оценки эффективности проекта

Для экономической оценки использованы следующие основные показатели:

• капитальные вложения в дообустройство месторождения;

• эксплуатационные расходы на добычу, транспорт и переработку углеводородного сырья;

• выручка от реализации продукции переработки;

• прибыль от реализации;

• расчет показателей коммерческой эффективности (поток денежной наличности, ВНД, 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 №04-03-28-2004 «Оптовые цены на газ и газовый конденсат для внутриведомственного потребления» действующая на 01.07.2004г. 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 01.07.2004г.

Сравнительные показатели эффективности разработки месторождения при различных условиях реализации проекта приведены в таблице 4.6.

Таблица 4.6

Показатели экономической эффективности проекта

Показатель	Варианты			Эффект относительно базового варианта
	Р0	Р2	Р4	Р2	Р4
Условия реализации проекта: - цена покупки тюменского газа – 311,5 руб./тыс. м3 (с НДС) - действующая система налогообложения
	млн. руб.
Чистый доход	4539,4	15882,4	15998,3	11343	11458,9
Дисконтированный ЧД	2999,3	4653,7	5013,7	1654,4	2014,4
внд				21,8%	35,2%

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%.

Основные технико-экономические показатели проекта представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Технико-экономические показатели проекта

Наименование	Вариант
	РО (базовый)		Р2	Р4
Расчетный период	2005-2015		2005-2031	2005-2031
Закачка тюменского газа в пласт, млн. м3	0		24907,3	25518,9
Добыча газа, всего, млн. м3	26849,2		62885,6	62759,3
в том числе: - пластового	17359,1		31671	34569,9
- технологического	9490,1		6480,0	6480,0
- тюменского из пласта	0		24734,6	21709,4
Добыча нестабильных ЖУВ, тыс. т	1393,7		3836,0	3926,8
из них: ретроградные компоненты, тыс. т	0		2432,6	2239,9
Выручка от реализации	29235		87246	87637
Капитальные затраты	0		516,2	471,7
Затраты на покупку тюменского газа	0		7890,6	7949,6
Чисто эксплуатационные затраты	22503		54750,4	55058,3
- на добычу	11808,8		28846,1	28896,9
- на транспорт	783,4		2569,9	2489,1
- на переработку	9910,8		23334,4	23672,3
Амортизационные отчисления	337,2		750,1	693,8
Балансовая прибыль	6274,1		31746,2	31885,2
Налог на прибыль	1499,6		7660,1	76326
Чистая прибыль	4748,8		23992,8	24170,1
Чистый доход (ЧД)	4539,4	15882,4			15998,3
Дисконтированный ЧД (k = 10%)	2999,3	4653,7			5014,3
Эффект от применения рекомендуемой технологии (относительно базового варианта):
Дополнительная добыча газа, млн. м3	-	36036,4			35910,1
Дополнительная добыча ЖУВ, тыс. т	-	2442,3			2533,1
Чистый доход (ЧД)	-	11343			11458,9
Дисконтированный ЧД (k = 10%)	-	1654,4			2015
внд	-	21,8%			35,2%
Срок окупаемости, лет	-	12,8			10,3
Срок окупаемости диск., лет	-	14,4			12,1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

После анализа проведенных расчетов можно сделать вывод, что 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.

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 при принятии для расчетов затрат цены на сухой тюменский газ в размере 523,60 руб./тыс. м³ (без НДС) в условиях действующей системы налогообложения, применение на Вуктыльском НГКМ методов закачки сухого газа в пласт малоэффективно.

Однако, 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 с закачкой в пласт сухого тюменского газа значительно эффективнее, чем по базовому варианту.