3 Экономическая часть
3.1 Расчет стоимости основных средств нефтепровода «Сургут – Горький»
Исходные данные для расчёта технико–экономических показателей нефтепровода:
Годовая производительность нефтепровода
Q=12×10
,
т./год;
Длина нефтепровода L = 1600, км;
Диаметр нефтепровода d =1020, мм.
3.1.1 Затраты на разбивку и отвод трассы
На 1 км – 1,00 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×1 = 1600 тыс. руб.
3.1.2 Затраты на подготовку трассы
На 1 км – 0,25 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×0,25 = 400 тыс. руб.
3.1.3 Затраты на развозку труб
На 1 км – 4000 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×4000 = 6 400.000 тыс. руб.
3.1.4 Затраты на рытьё и засыпку траншеи
На 1 км – 10000 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×10000 = 1600 тыс. руб
3.1.5 Стоимость труб
а) Необходимый запас труб на потери, отходы и др. составляют 1% от длины нефтепровода
L1 = L×1% / 100
L1 = 1600×1% / 100 = 16 км.
б) Аварийный запас труб составляет 0.5% от длины нефтепровода
L2 = L×0,5% / 100
L2 = 1600×0,5% / 100 = 8 км.
в) Общая длина труб, требуемая для нефтепровода
Lобщ = L + L1 + L2
Lобщ = 1600 + 16 + 8 = 1624 км.
г) Общий вес труб
1 м трубы весит m=273,7кг,
Lобщ × m × 1000 / 1000
1624 × 273,7 × 1000 / 1000 = 444 489 тыс. тонн.
д) Общая стоимость труб
1 т стоит – 193 тыс. руб.
Общая стоимость = 444 489 ×193 = 85 786 тыс. руб.
3.1.6 Затраты на сборку и монтаж нефтепровода
На 1 км – 1,65 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×1,65= 2640 тыс. руб.
3.1.7 Затраты на изоляционно–укладочные работы
На 1 км – 4400 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×4400 = 7 040 000 тыс. руб.
3.1.8 Затраты на установку линейной арматуры
На 1 км – 3,2 тыс. руб.
На 1600 км = 1600 × 3,2 = 5 120 тыс. руб.
3.1.9 Затраты на продувку и испытания нефтепровода
На 1 км – 0,30 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×0,30 = 480 тыс. руб.
3.1.10 Затраты на устройство электрозащиты
На 1 км – 0,57 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×0,57 = 912 тыс. руб.
3.1.11 Затраты на прокладку линии связи
На 1 км – 9,0 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×9,0 = 14 400 тыс. руб.
3.1.12 Затраты на проезд вдоль трассы
На 1 км – 0,5 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×0,5= 800 тыс. руб.
3.1.13 Затраты на временные здания
На 1 км – 2,00 тыс. руб.
На 1600 км = 1600×2,00 = 3200 тыс. руб.
Таблица 1 – Смета сооружения линейной части нефтепровода
|
Наименование затрат |
Затраты на 1 км, тыс. руб. |
Сумма, тыс. руб. |
|
|
Разбивка и отвод трассы |
1,0 |
1600 |
|
|
Подготовка трассы |
0,25 |
400 |
|
|
Развозка труб |
4,00 |
6400 |
|
|
Рытьё и засыпка траншей |
10,0 |
607 |
|
|
Стоимость труб |
0,193 |
85786 |
|
|
Сборка и монтаж труб |
1,65 |
2640 |
|
|
Изоляционно–укладочные работы |
4400 |
7 040 |
|
|
Установка линейной арматуры |
3,2 |
5120 |
|
|
Продувка и испытание труб |
0,30 |
480 |
|
|
Устройство электрозащиты |
0,57 |
912 |
|
|
Прокладка линии связи |
9,0 |
14 400 |
|
|
Проезд вдоль трассы |
0,5 |
800 |
|
|
Временные здания |
2,00 |
3200 |
|
|
Прямые затраты, Кпз |
129385 |
||
|
Накладные расходы, Кнр, 16,2% |
20960 |
||
|
Плановые накопления, Кпн, 8% |
12028,6 |
||
|
Непредвиденные расходы, Кнепр, 10% |
16237,36 |
||
|
Итого, Клин |
178610,96 |
||
3.1.14 Общая стоимости основных средств в линейную часть нефтепровода Клин, определяют по формуле:
тыс. руб.,
тыс.
руб.,
где Клин – стоимость основных средств на линейную часть нефтепровода см.
табл.1;
Кпз – прямые затраты;
Кнр – накладные расходы планируемые в размере 16.2% от стоимость
основных средств на линейную часть Кпз ;
Кпр – плановые накопления планируются в размере 8% от суммы Кпз и Кнр;
Кнепр – непредвиденные расходы планируются в размере 10% от суммы Кпз,
Кнр и Кпр.
3.1.15 Накладные расходы Кнр, тыс.руб., определяют по формуле:
тыс.
руб.
3.1.16 Плановые накопления Кпн тыс.руб., определяют по формуле:
3.1.17 Непредвиденные расходы Кнепр, тыс.руб., определяют по формуле:
Таблица 2 – Затраты на наземно–площадную часть
|
Наименование |
Количество станций |
Стоимость, тыс.руб. |
∑ стоимость, тыс.руб. |
|
Головная |
1 |
14200 |
14200 |
|
Промежуточная |
15 |
3000 |
45000 |
|
Всего |
16 |
17200 |
59200 |
3.1.18 Стоимость основных средств нефтепровода Кобщ состоят из Клин и Кнпс.
3.2 Расчёт эксплуатационных расходов и себестоимости перекачки
3.2.1 Численность работников
На ГПС = 60 чел.;
На ППС = 40 чел.
3.2.2 Эксплуатационные расходы на линейную часть нефтепровода Сэ.лин, тыс.руб., определяют по формуле:
где Зп – заработная плата;
А – амортизационные отчисления;
Тр – затраты на текущий ремонт.
тыс. руб.
3.2.3 Зарплата Зп, определяют по формуле:
тыс.
руб.
где Зпр = 120 руб./км. – зарплата линейных работников;
Зрб = 1200 руб./км. – зарплата ремонтной бригады;
L, км. – длина нефтепровода.
3.2.4 Амортизационные отчисления А, тыс. руб., определяют по формуле:
где На=3,5% – норма амортизации;
тыс.
руб.
3.2.5 Затраты на текущий ремонт Тр, тыс. руб., определяют по формуле:
где Нр=0,3% – норма затрат на текущий ремонт;
тыс. руб.
Таблица 3 – Зарплата на ГПС и ППС
|
Зарплата |
Зарплата на ГПС, тыс.руб. |
Зарплата |
Всего, тыс. руб. |
|||
|
Зарплата на 1–й станции |
Количество станций |
Сумма |
||||
|
Основная |
60 |
40 |
15 |
600 |
660 |
|
|
Дополнительная 20% |
12 |
8 |
15 |
120 |
132 |
|
|
Итого |
72 |
48 |
15 |
720 |
792 |
|
|
Начисления на соц. мед. страховку 30 % |
21,6 |
14,4 |
15 |
216 |
237,6 |
|
|
Всего |
93,6 |
62,4 |
15 |
936 |
1029,6 |
|
3.2.6 Эксплуатационные расходы на НПС Сэнпс, определяем по формуле:
где Зп – заработная плата;
А – амортизационные отчисления;
Тр – затраты на текущий ремонт;
Е – затраты на электроэнергию;
Т – затраты на топливо;
П – убытки от потерь;
Н – прочие расходы;
тыс.руб.
3.2.7 Амортизационные отчисления А, определяют по формуле:
,
где Кнпс, тыс. руб. – стоимость основных средств на НПС, см. таблицу 2,
На=8,5% – норма амортизации;
тыс. руб.
3.2.8 Затраты на текущий ремонт Тр, определяют по формуле:
,
Нр=1,3% – норма затрат на текущий ремонт;
тыс. руб.
3.2.9 Затраты на электроэнергию Е, определяют по формуле:
,
Н=17,2% – норма затрат на электроэнергию;
Ц=0,02 руб./кВт – оптовая цена за электроэнергию;
тыс. руб.
3.2.10 Затраты на топливо Т определяют по формуле:
,
где Нгпс – норма годового расхода на ГПС (1000т);
Нппс – норма годового расхода на ППС (400т);
N – число ППС;
Ц = 20руб./кВт. – оптовая цена за электроэнергию.
тыс.
руб.
3.2.11 Убытки от потерь П определяют по формуле:
,
где Н = 0,006% – норма потерь на 100 км;
Ц = 20 руб./т – отпускная цена;
L, км. – длина нефтепровода.
тыс.
руб.
3.2.12 Прочие расходы Н, определяют по формуле:
тыс.
руб.
где Знпс,– заработная плата на НПС, см. таблицу 3.
3.2.13 Себестоимость перекачки Syg, коп./тонн.км., определяют по формуле:
где Сэлин, – эксплуатационные расходы на линейную часть нефтепровода, см. пункт 3.2.2;
Сэнпс, – эксплуатационные расходы на НПС, см. пункт 3.2.6;
Таблица 4 – Структура эксплуатационных расходов
|
Виды затрат |
Сумма, тыс. руб. |
Структура, % |
|
Годовой фонд зарплаты |
1029,6 |
7,5 % |
|
Амортизационные отчисления |
5032 |
36,7 % |
|
Текущий ремонт |
769,6 |
5,6 % |
|
Электроэнергия |
6604 |
48,2 % |
|
Топливо |
1,4 |
0,01 % |
|
Потери |
0,2304 |
0,0016% |
|
Прочие расходы |
257,4 |
1,8 % |
|
Итого |
13694,2 |
100% |
3.3 Расчёт технико–экономических показателей нефтепровода
3.3.1 Прибыль П, определяют по формуле:
где М – размер оплаты по тарифу, М = 0,219
коп./т
км,
Syg, – себестоимость перекачки, см. пункт 2.2.13;
тыс. руб.
3.3.2 Рентабельность Р, определяют по формуле:
где П – прибыль, см. пункт 3.3.1;
.
3.3.3 Производительность труда ПТ, т./чел, определяют по формуле
где Ч – число рабочих на ГПС и ППС.
т./чел.
3.3.4 Фондоотдачу Фо, руб./руб., определяют по формуле:
где Q, млн.т./год – годовая производительность нефтепровода;
L, км – длина нефтепровода;
М –
размер оплаты по тарифу, М = 0,119 коп.
/т
км;
Кобщ, тыс.руб. – общая стоимость основных средств в линейную часть
нефтепровода, см. пункт 3.1.14.
руб./руб.
Таблица 5 – Технико–экономический показатель нефтепровода
|
Показатели |
Значение на 1984 год |
Значение на 2017 год |
|
Число НПС |
15 |
15 |
|
Стоимость основных средств, тыс. руб. |
237810,96 |
5286537,6 |
|
Эксплуатационные расходы, тыс. руб. |
14776,63 |
328484,4 |
|
Себестоимость, коп/т.км. |
0,01 |
0,2 |
|
Число рабочих, чел. |
260 |
260 |
|
Производительность труда, т./чел. |
46154 |
46154 |
|
Прибыль, тыс. руб. |
40128 |
892045,4 |
|
Рентабельность, % |
12 |
12 |
|
Фондоотдача, руб. /руб. |
0,12 |
2,6 |
Цены 1984 года пересчитываем на 1991 год, умножая на коэффициент k = 1,17. Полученный результат пересчитываем на 2017 год, умножая на коэффициент k = 19.
Вывод: Эксплуатация нефтепровода «Сургут – Горький» экономически выгодно, т. к. прибыль составляет 892045,4.