Технико-экономическое обоснование разработки месторождений в нефтегазовой компании ОАО "Татнефть"
История создания нефтегазовой компании "Татнефть", стратегия ее развития. Производственная характеристика и социальная структура газодобывающего предприятия. Расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения. Себестоимость добычи газа.
| Рубрика | Экономика и экономическая теория |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.08.2013 |
| Размер файла | 151,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Распределение поставок ресурсов ОАО "Татнефть" по основным направлениям (тыс. т) в таблице 3
Таблица 3
|
НАИМЕНОВАНИЕ |
2009 год |
2010 год |
|
|
Экспорт ДЗ |
15 893,8 |
16 236,1 |
|
|
Экспорт БЗ |
1 404,1 |
515,2 |
|
|
НПЗ России: |
8 435,8 |
8 557,8 |
|
|
в том числе: |
|||
|
НПЗ ОАО "ТАИФ-НК" |
6 150,4 |
6 377,1 |
|
|
ОАО "Московский НПЗ" |
1 836,6 |
1 528,4 |
|
|
ОАО "ЛУКОЙЛ-НОРСИ" |
76,8 |
1,9 |
|
|
ОАО "Славнефть-ЯНОС" |
301,5 |
491,6 |
|
|
ОАО "ТАНЕКО" |
- |
102,0 |
Реализация газопродуктов Переработка собственного углеводородного газового сырья Компании ведется на мощностях ОАО "Нижнекамскнефтехим" и объектах газопереработки Управления "Татнефтегазпереработка".
Для обеспечения предприятий нефтегазохимического комплекса Республики Татарстан сырьевыми ресурсами и оптимальной загрузки их производственных мощностей, в 2010 году было отгружено 38,1 тыс. т изобутана, 29,1 тыс. т суммы петнатов, 26,1 тыс. т БГС, 87,3 тыс. т этана. Для нужд населения за 2010 год было поставлено 27,4 тыс. тонн сжиженного газа.
1.6 Перспективы развития мирового газового рынка
Перспективы развития Татнефти в значительной степени связаны с реализацией мероприятий, направленных на увеличение объемов производства. Однако, как было отмечено выше, значительная часть разрабатываемых компанией месторождений нефти находится на поздней стадии разработки, что ведет к росту себестоимости добычи. В этих условиях существенное значение приобретает работа по поиску новых месторождений.
В 2000 году компания Татнефть намерена довести объемы бурения до 1130 тыс. м (630 тыс. м в 1999 году). Причем геологоразведочные работы ведутся не только на территории Татарстана, но и на территориях других регионов России. Татнефть ведет переговоры по расширению лицензионных границ Матросовского нефтяного месторождения (Оренбургская область). Кроме того, возможно достижение соглашения на участие компании в разработке месторождений нефти на территории Республики Коми. Еще одним направлением деятельности Татнефти является расширение своего присутствия в других странах. В настоящее время заключены соглашения на освоение месторождений и внедрение новых технологий с Ираном, Ираком, Монголией, Индией, Китаем и другим странами. В 2000 году предприятие намерено пробурить 45 скважин в Ираке, а в 2001 году - еще 33 скважины. Компания также подписала контракт с Ираном на изучение геологического строения нефтегазоносных площадей в этой стране. Кроме того, Совет директоров Татнефти принял решение о создании представительства в Монгольской Народной Республике в городе Улан-Баторе. По словам заместителя генерального директора, директора внешнеэкономической фирмы АО "Татнефть" Хамита Кавеева, представительство создается для участия в ближайшие месяцы в тендере на проведение геологоразведочных работ на юге Монголии. Предварительный геологический анализ блока свидетельствует, что хотя проект и достаточно рискованный, но имеются шансы на обнаружение нефти. В случае подтверждения наличия нефтяных запасов Татнефть планирует заключить контракт с правительственными органами Монголии на разработку месторождения на условиях раздела продукции. К приоритетным инвестиционным проектам компании можно отнести и строительство Нижнекамского НПЗ. В 2000 году на реализацию этого проекта компания Татнефть намерена направить 400 млн. руб. До конца года планируется смонтировать установку висбрекинга и завершить реконструкцию установки ЭЛОУ-АВТ. Как было отмечено выше, после окончания строительства завод сможет выпускать 1 млн. тонн прямогонного бензина в год, 1.5 млн. тонн дизельного топлива, 700 тыс. тонн автомобильных бензинов, 400 тыс. тонн битума, соответствующих европейским стандартам. Причем Нижнекамский НПЗ будет ориентирован на переработку высокосернистой нефти, добываемой Татнефтью, цена которой ниже, чем цена нефти, добываемой в Западной Сибири. С пуском Нижнекамского НПЗ в России появится первое предприятие, способное производить глубокую переработку тяжелых сортов нефти с высоким содержанием серы. Раньше такая нефть перерабатывалась только на Украине - на Кременчугском НПЗ. Таким образом, строительство собственного ПНЗ, с одной стороны, позволит снизить потери от реализации низкокачественной нефти, а с другой - позволить обеспечить АЗС Татнефти (число которых предполагается довести до 500) собственными нефтепродуктами.
2. Экономическая эффективность разработки газового месторождения. Расчет капитальных вложений в разработку газового месторождения
2.1 Объем годовой добычи газа по месторождению и структура объектов добычи и подготовки газа
Нормативно-справочные материалы в курсовой работе приведены для базового (М) варианта расчета показателей. Объем годовой добычи газа по месторождению принимается равный 20 млрд. м3. Число эксплуатационных скважин - 145, сгруппированных в кусты (по несколько скважины в кусте). Приведенные нормативные показатели необходимо в каждом случае корректировать в соответствии с заданной мощностью производства.
Основные сооружения строительства объектов добычи и подготовки газа:
· кусты газовых скважин;
· сбор газа;
· установка комплексной подготовки газа;
· водозаборные и канализационные очистные сооружения;
· электростанция ГТЭС - 2.5 и объекты внешнего электроснабжения;
· автомобильные дороги и вертолетная площадка;
· межплощадочные инженерные коммуникации и сооружения;
· промбаза;
· комплекс утилизации ТБО и промышленных отходов;
· вахтовый жилой комплекс;
· автоматизированная система управления технологическим процессом;
· радиолинейная станция;
· временные здания и сооружения.
Структура объектов добычи и подготовки газа представлена на рисунке 1
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рис. 1 Схема добычи и подготовки газа
Рассчитаем величину капитальных вложений (К2). Для этого необходимо использовать формулу корректировки величины капитальных вложений в зависимости от мощности объектов:
К= К* (М/М) ,
где К и К - капитальные вложения при сооружении установки соответственно мощностью Ми М;
М и М - мощность объектов;
n - показатель зависимости капитальных вложений от мощности объектов, равный 0,9.
Показатель мощности объекта М2 для исследуемого предприятия составляет 31 млрд. м3, капитальные вложения в объекты производственного назначения с учетом строительно-монтажных работ (К1), определенные сводными сметными расчетами, составляют (без учета НДС) 31205,56 млн. руб.
Таким образом, величина капитальных вложений в разработку газового месторождения для ОАО "Татнефть" составит:
К2 = 31205,56 * (31 /20) 9/10 = 39574,32 млн. руб.
2.2 Обоснование технологических решений по добыче и подготовке газа
Для обустройства месторождения рекомендуется коллекторная схема сбора газа. Газ от кустов скважин по коллекторам подается на одну установку комплексной подготовки газа для подготовки газа к транспорту. Задачами промысловой подготовки газа в общем случае является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Например, газ Сеноманской залежи метановый, содержание метана в нем 98,28%. В соответствии с требованиями ОСТ 51.40-83 такой газ нуждается только в осушке от влаги до точки росы минус 20°С зимой и минус 10°С летом.
Для осушки газа могут использоваться следующие методы: охлаждение, абсорбция, адсорбция. В частности, для газа Сеноманской залежи рекомендуется технология абсорбционной осушки с использованием высококонцентрированного водного раствора диэтиленгликоля (ДЭГа) или триэтиленгликоля (ТЭГа). Данная технология хорошо зарекомендовала себя на чисто газовых месторождениях Севера России.
Осушенный газ с давлением 7,35 МПа подается во внутрипромысловые коллекторы. Для регенерации используемого в осушке раствора ДЭГа предлагается установка огневой регенерации диэтиленгликоля. Для предотвращения гидратообразования в системе сбора газа вследствие низких температур предусматривается подача метанола на скважины и в коллекторы.
Для регенерации насыщенного метанола предлагается установка огневой регенерации метанола производительностью 2 м3/ч.
Для хранения диэтиленгликоля, конденсата, выделенного из газа, и метанола предусматриваются расходные емкости:
· для диэтиленгликоля - 4 емкости по 50 м3;
· для конденсата - 4 емкости по 100 м3;
· для метанола - 4 емкости по 50 м3.
Продувка шлейфов от кустов газовых скважин осуществляется на горизонтальный факел.
Сбросы газа с предохранительных клапанов, постоянные сбросы с цехов и установок, освобождение аппаратов и трубопроводов на период ремонтов и в аварийных ситуациях предусмотрены на свечу.
Газ с кустов газовых скважин поступает на площадку в здания переключающей арматуры, где происходит выравнивание и снижение давления газа. Затем газ собирается в коллектор на выходе и следует в цех осушки. Цехов осушки также два, в каждом располагается равное количество технологических линий. Газ подается в сепарационную колонну с промывочной секцией, затем в абсорбер. По выходе из абсорбера осушенный газ подается на пункт хозрасчетного замера.
Для обеспечения собственных нужд топливным газом в каждом цехе осушки предусматривается узел подачи газа на собственные нужды.
Насыщенный раствор диэтиленгликоля поступает в дегазатор цеха регенерации гликоля, где происходит отделение газа, направляемого на собственные нужды направляется через теплообменник в разделитель, где происходит отделение конденсата от насыщенного ДЭГа. Конденсат газа поступает в емкости для конденсата, откуда вывозится автотранспортом.
Насыщенный ДЭГ через блоки фильтров и магнитной обработки подается в регенератор гликоля. Пары воды с верхней части десорбера охлаждаются до 40°С и конденсируются в воздушном холодильнике. Сконденсированная жидкость поступает в рефлюксную емкость-разделитель, откуда после отделения от конденсата газа часть воды насосами подается в регенератор в качестве орошения, остальная рефлюксная вода поступает в расходную атмосферную емкость, откуда забирается высоконапорными насосами и подается в промывочные секции сепараторов.
Регенерированный ДЭГ из огневого регенератора проходит рекуперативный теплообменник и поступает в расходную емкость ДЭГа. Из емкости регенерированный ДЭГ забирается высоконапорным насосом и подается на установку осушки газа в абсорберы.
Подпитка ДЭГом осуществляется из расходных емкостей ДЭГа.
Насыщенный метанол с установки осушки поступает в цех регенерации метанола через дегазатор и разделитель.
Конденсат газа из разделителя поступает на склад конденсата, а насыщенный метанол в огневой регенератор метанола.
Вода с низа регенератора отводится на очистные сооружения. Пары метанола с верха регенератора охлаждаются и поступают в расходные емкости метанола. Часть метанола подается на орошение регенератора. Подпитка метанола в расходные емкости осуществляется из межпромыслового метанолопровода.
Все оборудование размещается в отапливаемых помещениях.
На площадке предлагается разместить следующие основные технологические сооружения:
· 2 здания переключающей арматуры;
· 2 цеха осушки газа;
· 2 цеха регенерации ДЭГа;
· цех регенерации метанола;
· расходные емкости ДЭГа, конденсата и метанола;
· насосная ДЭГа и метанола;
· пункт хозрасчетного замера газа;
· свеча и горизонтальный факел;
· дренажные и аварийные емкости.
2.3 Капитальные вложения
Капитальные вложения включают основные средства, в том числе, затраты на основное строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы и другие затраты.
Капитальные вложения в обустройство залежи газового месторождения определяются по следующим направлениям:
· сводные сметные расчеты (сводка затрат);
· затраты по компримированию газа;
· затраты по внешнему электроснабжению для компримирования газа (ВЛ-100кв и ПС110кв).
Капитальные вложения рассчитываются за период эксплуатации месторождения до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость в осуществлении дополнительных капитальных вложений на заключительных стадиях разработки месторождения.
Для газовых и газоконденсатных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.
Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, которые включают в себя затраты на бурение скважин и промышленное обустройство месторождений. Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины и скорости бурения, количества добывающих скважин.
Расчет капитальных вложений в объекты газопромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе отдельных направлений:
· оборудование для газодобычи;
· сбор и транспорт газа и конденсата;
· оборудование для подготовки газа к дальнейшему транспорту;
· строительство дожимных компрессорных станций (КС);
· прочие капитальные вложения, включая затраты на природоохранные объекты, объекты электроснабжения и связи.
Ниже приводится алгоритм расчета капитальных вложений для газовых месторождений. Данный алгоритм применим при исследовании возможностей и предварительном проектировании.
Для газовых месторождений:
KBгм = Kcкв + Kшл + Kкол + Кукпr + Кмд + Ккс + Kпд + Kпp;
где: KBгм - суммарные капитальные вложения для газовых месторождений;
Kcкв - капитальные вложения в бурение скважин;
Kшл - капитальные вложения в шлейфы;
Kкол - капитальные вложения в газосборный коллектор;
Кукпr - капитальные вложения в строительство установки по подготовке газа (УКПГ);
Кмд - капитальные вложения в строительство магистральной автодороги;
Ккс - капитальные вложения в компрессорную станцию (КС);
Kпд | - капитальные вложения в промысловые дороги;
Kпp - капитальные вложения в строительство прочих сооружений, связанных с вспомогательным производством.
Капитальные вложения в освоение месторождения определяются укрупнено на основании анализа проектно-сметной документации газовых месторождений. Капитальные вложения в объекты производственного назначения с учетом строительно-монтажных работ (К), определенные сводными сметными расчетами, для ОАО "Татнефть" составляют (без учета НДС) 31205,56 млн. руб.
Капитальные вложения в объекты производственного назначения,
ОАО "Татнефть" в млн. руб. в таблице 4.
Таблица 4
|
Наименование затрат |
Общая сметная стоимость, млн. руб. |
||
|
сумма |
% к итогу |
||
|
Объекты производственного назначения, всего |
|||
|
в том числе: |
|||
|
1) бурение газовых скважин |
8113,45 |
26.0 |
|
|
2) объекты для обеспечения бурения скважин |
3058,14 |
9.8 |
|
|
3) строительство объектов добычи и подготовки газа |
16694,97 |
53.5 |
|
|
4) газопровод - подключения к системе магистральных газопроводов |
3339 |
10.7 |
|
|
Всего |
31205.56 |
100.00 |
1) 31205,56 * 0,26 = 8113,44
2) 31205,56 * 0,098 = 3058,14
3) 31205,56 * 0,535 = 16694,97
4) 31205,56 * 0,107 = 3339
Структура капитальных вложений по объектам строительства объектов добычи и подготовки газа приведена в таблице 3.
Затраты в компримирование газа приняты укрупнено и составляют 4323.34 млн. руб.
Затраты по внешнему электроснабжению для компримирования газа (ВЛ-100 кв. и ПС 110 кв.) составляют 802.68 млн. руб.
Структура капитальных вложений в таблице 5
строительства объектов добычи и подготовки газа, (без учета НДС), в млн. руб.
Таблица 5
|
Наименование сооружений |
Общая стоимость, млн. руб. |
% к итогу |
|
|
Кусты газовых скважин |
834,75 |
5.0 |
|
|
Сбор газа |
3172,04 |
19.0 |
|
|
Установка комплексной подготовки газа |
2838,14 |
17.0 |
|
|
Водозаборные и канализационные очистные сооружения |
333,90 |
2.0 |
|
|
Электростанция ГТЭС - 2.5 и объекты внешнего электроснабжения |
500,85 |
3.0 |
|
|
Автомобильные дороги и вертолетная площадка |
2170,35 |
13.0 |
|
|
Межплощадочные инженерные коммуникации и сооружения |
834,75 |
5.0 |
|
|
Промбаза |
834,75 |
5.0 |
|
|
Комплекс утилизации ТБО и промышленных отходов |
33,39 |
0.2 |
|
|
Вахтовый жилой комплекс |
500,85 |
3.0 |
|
|
Автоматизированная система управления технологическим процессом |
217,03 |
1.3 |
|
|
Оконечная радиолинейная станция |
66,79 |
0.4 |
|
|
Затраты заказчика |
183,64 |
1.1 |
|
|
Итого по площадкам |
12521,23 |
75.0 |
|
|
8. Временные здания и сооружения |
834,75 |
5.0 |
|
|
9. Прочие работы и затраты |
2170,35 |
13.0 |
|
|
10. Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия |
166,95 |
1.0 |
|
|
11. Подготовка эксплуатационных кадров |
333,90 |
0.02 |
|
|
12. Проектные и изыскательные работы |
500,85 |
3.0 |
|
|
Резерв на непредвиденные работы и затраты |
500,85 |
3.0 |
|
|
Затраты на инжиниринговые услуги |
968,31 |
5.8 |
|
|
Всего |
16694,97 |
100.00 |
1) 16694,97 * 0,05 = 834,75
2) 16694,97 * 0,19 = 3172,04
3) 16694,97 * 0,17 = 2838,14
4) 16694,97 * 0,02 = 333,9
5) 16694,97 * 0,03 = 500,85
6) 16694,97 * 0,13 = 2170,35
7) 16694,97 * 0,05 = 834,75
8) 16694,97 * 0,05 = 834,75
9) 16694,97 * 0,002 = 33,39
10) 16694,97 * 0,03 = 500,85
11) 16694,97 * 0,013 = 217,03
12) 16694,97 * 0,004 = 66,78
13) 16694,97 * 0,011 = 183,64
14) 16694,97 * 0,75 = 12521,23
15) 16694,97 * 0,05 = 834,75
16) 16694,97 * 0,13 = 2170,35
17) 16694,97 * 0,01 = 166,95
18) 16694,97 * 0,0002 = 3,34
19) 16694,97 * 0,03 = 500,85
20) 16694,97 * 0,03 = 500,85
21) 16694,97 * 0,058 = 968,3
Таким образом, суммарные капитальные вложения представлены в таблице 6
Суммарные капитальные вложения (без учета НДС) млн. руб.
Таблица 6
|
Наименование затрат |
Суммарные капитальные вложения, |
|
|
млн. руб. |
||
|
1. Объекты, в том числе: |
31205,56 |
|
|
Бурение скважин |
8113,45 |
|
|
Обеспечение бурения |
3058,14 |
|
|
Строительство объектов добычи и подготовки газа |
16694,97 |
|
|
Газопровод - подключения к системе магистральных газопроводов |
3339 |
|
|
2. Затраты по компримированию газа |
4323,34 |
|
|
3. Затраты по внешнему электроснабжению |
802,68 |
|
|
Всего |
36331,58 |
Таким образом, суммарные капитальные вложения ОАО "Татнефть" без учета НДС составляют 36331,58 млн. руб.
2.4 Издержки производства
Затраты на вспомогательные материалы и электроэнергию взяты на основании существующих мощностей их годового расхода и оптовых цен на них. Данные по расходу электроэнергии и вспомогательных материалов для определения издержек производства товарной продукции представлены в таблице 7.
Учитывая мощность объекта - 31 млрд. м3, рассчитаем стоимость электроэнергии и вспомогательных материалов.
Расчет стоимости электроэнергии и вспомогательных материалов в таблице 7
Таблица 7
|
Наименование затрат |
количество |
|
|
1. Электроэнергия |
||
|
1.1 Плата за установленную мощность |
||
|
Количество кВт в расчете на 1 млрд. м3 |
315 |
|
|
Цена единицы руб. /кВт |
3168 |
|
|
Сумма платы за установленную мощность тыс. руб. |
30935,5 |
|
|
1.2 Расход электроэнергии |
||
|
Количество тыс. кВт*час в расчете на 1 млрд. м3 |
2452,5 |
|
|
Цена единицы руб. /кВт*час |
0.167 |
|
|
Сумма платы за расход электроэнергии тыс. руб. |
12,7 |
|
|
Итого по электроэнергии |
30948,2 |
|
|
2 Вспомогательные материалы |
||
|
2.1 Метанол |
||
|
Количество т в расчете на 1 млрд. м3 |
504.0 |
|
|
Цена единицы руб. /т |
6180 |
|
|
Сумма тыс. руб. |
96556,32 |
|
|
2.2 ТЭГ |
||
|
Количество т в расчете на 1 млрд. м3 |
3652.7 |
|
|
Цена единицы руб. /т |
16769 |
|
|
Сумма тыс. руб. |
1898815,91 |
|
|
2.3 Масло |
||
|
Количество т в расчете на 1 млрд. м3 |
3373.2 |
|
|
Цена единицы руб. /т |
6491 |
|
|
Сумма тыс. руб. |
678758,6 |
|
|
Итого по вспомогательным материалам |
2705139,03 |
1) 315 * 3168 * 31 = 30935520 (30935,5 тыс. руб)
2) 2452,5 * 0,167 * 31 = 12696,59 (12,7 тыс. руб)
3) 30935,5 + 12,7 = 30948,2
4) 504 * 6180 * 31 = 96556320 (96556,32 тыс. руб)
5) 3652,7 * 16769 * 31 = 1898815915,3 (1898815,91 тыс. руб)
6) 3373,2 * 6491 * 31 = 678758677,2 (678758,6 тыс. руб)
Таким образом, стоимость электроэнергии составит - 30948,2 тыс. руб., стоимость вспомогательных материалов - 2705139,03 тыс. руб.
2.5 Расчет затрат по оплате труда
Затраты на оплату труда рассчитывалась исходя из численности эксплуатационного персонала и среднегодовой заработной платы одного работающего - 251.94 тыс. руб. (20995руб. * 12 мес.). Общая численность производственно-промышленного персонала 570 человек.
Расчет численности эксплуатационного персонала в соответствии с заданным объемом производства производится следующим образом: если объем производства увеличится в 1,2 раза, то численность увеличится в 1,20,9 раза; если объем производства увеличится в 1,5 раза, численность увеличится в 1,50,85 раза; если объем производства увеличится в 2 раза, численность увеличится в 20,8 раза.
Объем производства в соответствии с вариантом увеличивается в 1,55 раза, поэтому общая численность производственно-промышленного персонала составит:
Числн. = 570 * 1,5 * 0,85 = 727 человек.
Фонд заработной платы составит:
ФОП = 727 * 251,94 = 183160,38 тыс. руб.
Ставки платежей, размеры отчислений по налогам и налогооблагаемая база для расчета издержек производства представлена в таблице 8.
Таблица 8
Исходные данные расчета платежей и налогов
|
Показатели |
Значение |
Налогооблагаемая база |
Сумма платежей и налога |
|
|
ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ |
||||
|
Платежи и налоги, включаемые в себестоимость: Налог на добычу полезных ископаемых, % |
16,5 |
90705057,6 |
14966334,5 |
|
|
Налог на пользователей автомобильных дорог, % |
1,0 |
90705057,6 |
1907050,5 |
|
|
Единый социальный налог с обязательным социальным страхованием от несчастных случаев, % |
26,0 |
183160,38 |
47621,7 |
|
|
Добровольное страхование |
1848845,1 |
|||
|
добровольное страхование на случай смерти и утраты работоспособности во время исполнения служебных обязанностей, тыс. руб. /чел. |
10 |
727 |
7270 |
|
|
добровольное долгосрочное страхование жизни работников, пенсионное страхование, % |
12,0 |
183160,38 |
21979,2 |
|
|
добровольное медицинское страхование, % |
3,0 |
183160,38 |
5494,8 |
|
|
добровольное страхование имущества организации, страхование ответственности за причинение вреда, % |
2,0 |
90705057,6 |
1814101,1 |
|
|
Плата за природопользование |
5256,79 |
5256,7 |
1) 90705057,6* 0,165 = 14966334,5
2) 90705057,6* 0,01 = 1907050,5
3) 183160,38 * 0,26 = 47621,7
4) 183160,38 * 0,12 = 21979,2
5) 183160,38* 0,03 = 5494,8
6) 90705057,6* 0,02 = 1814101,1
Таким образом, налоговая нагрузка на предприятие составит 18775108,5 тыс. руб.
Плата за загрязнение окружающей среды рассчитывается исходя из годовых валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, водные объекты и за размещение отходов по "Нормативам платы за загрязнение окружающей среды", от 27 ноября 1992 г.
Плата за природопользование в тыс. руб. в таблице 9
Таблица 9
|
Наименование затрат |
Итого |
|
|
1. Плата за предельно допустимые выбросы загрязняющих веществ в атмосферу |
40,71 |
|
|
2. Плата за сброс предельно допустимых загрязняющих веществ в водные объекты |
849,95 |
|
|
3. Плата за воду отбираемую из водных источников |
23,40 |
|
|
3. Плата за землю |
2917,73 |
|
|
4. Ведение производственного экологического контроля (мониторинга) окружающей природной среды |
1425,0 |
|
|
Всего |
5256,79 |
2.6 Расчет себестоимости добычи газа
Оплата услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам в данном расчете принимается исходя из тарифа - 10 руб. за 1 тыс. мі/100 км. Расстояние до потребителя 3000 км.
Зтр = 10 * 31000 * 3000/100 = 9300000 тыс. руб.
Расчет издержек на производство газа представлен в таблице 10.
Расчет издержек на производство газа в млн. руб.
Таблица 10
|
Наименование затрат |
В расчете на 1 млрд. м3 |
В расчете на весь объем производства газа |
|
|
1. Вспомогательные материалы |
87,2 |
2705,1 |
|
|
2. Электроэнергия покупная |
0,99 |
30,9 |
|
|
3. Заработная плата |
5,90 |
183,16 |
|
|
4. Социальное страхование и обязательное страхование от несчастных случаев |
1,5 |
47,6 |
|
|
5. Отчисления в ремонтный фонд |
0,05 |
1,56 |
|
|
6. Амортизационные отчисления на реновацию |
0,11 |
3,43 |
|
|
7. Прочие затраты |
18,4 |
570,72 |
|
|
Итого |
114,1 |
3542,47 |
|
|
Налоги, включаемые в себестоимость |
|||
|
1. Налог на добычу полезных ископаемых |
482,7 |
14966,33 |
|
|
2. Налог на пользователей а/дорог |
61,5 |
1907,0 |
|
|
3. Плата за природопользование |
0,16 |
5,26 |
|
|
4. Расходы по добровольному страхованию (страхование имущества организации, долгосрочное страхование жизни работников, медицинское страхование, страхование работника на случай смерти или утраты работоспособности) |
58,5 |
1814,1 |
|
|
Итого налогов и платежей |
602,86 |
18692,69 |
|
|
Итого издержек производства |
716,96 |
22235,16 |
|
|
Затраты на оплату услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам |
300 |
9300 |
|
|
Всего издержек производства |
1016,96 |
31535,16 |
Таким образом, себестоимость 1 млрд. м3 газа составит 1016,96 млн. руб.
Расчет отчислений в ремонтный фонд и суммы амортизационных отчислений
Отчисления в ремонтный фонд определяются исходя из сложившегося соотношения 5% от стоимости основных фондов.
Стоимость основных производственных фондов составляет 31205,56 млн. руб.
Отчисления в ремонтный фонд составят:
Зр = 31205,56 * 5% = 1560,28 млн. руб.
Амортизационные отчисления рассчитываются по действующим нормам амортизационных отчислений, введенным в действие с 1 января 2002 года на основании Постановления Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 г. N 1 и в соответствии с рекомендациями Налогового Кодекса, Глава 25, Статья 259, Пункт 10. Для данных расчетов норма амортизационных отчислений на основные производственные фонды принимается укрупнено и составляет 11%.
Сумма амортизационных отчислений составит:
А = 31205,56 * 11% = 3432,61 млн. руб.
Прочие затраты приняты в размере 20% от суммы затрат по выше перечисленным статьям, согласно анализу этого соотношения на примере месторождений севера Тюменской области.
Кроме того, в составе эксплуатационных затрат на добычу газа должны быть учтены расходы, связанные с природоохранными мероприятиями, налоги, включаемые в себестоимость, а также затраты на оплату услуг по транспортировке газа по магистральным трубопроводам.
Отчисления в ремонтный фонд определялись исходя из сложившегося соотношения 5% от стоимости основных фондов.
Амортизационные отчисления рассчитывались по действующим нормам амортизационных отчислений, введенным в действие с 1 января 2002 года на основании Постановления Правительства Российской Федерации от 01.01.2002 г. N 1 и в соответствии с рекомендациями Налогового Кодекса, Глава 25, Статья 259, Пункт 10. Для данных расчетов норма амортизационных отчислений на основные производственные фонды принимается укрупнено и составляет 11%.
Расчет налоговых отчислений.
Для расчета налоговых отчислений рассчитаем стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифов на транспорт.
Для расчета налоговых отчислений рассчитаем стоимость реализованной продукции без НДС и акциза без учета тарифов на транспорт.
Выручка определяется по формуле:
Вд (t) = Цг (t) * Vг (t) + Цк (t) * Vк (t), (3)
где, Цг (t), Цк (t) - цена газа и конденсата соответственно;
Vг (t), Vк (t) - объем добычи газа и конденсата соответственно.
Выход товарной продукции в натуральном выражении представлен в таблице 12.
Выход товарной продукции в натуральном выражении
Таблица 12
|
Наименование показателей |
% |
В расчете |
||
|
на 1 млрд. мЗ |
на полный объем добычи |
|||
|
1. Добыча газа в год, млрд. мЗ |
100 (Данные табл.1) |
- |
31 |
|
|
2. Расход газа на собственные нужды всего, млрд. мЗ |
0,58 |
0,0058 |
0,1798 |
|
|
в том числе: технологические нужды - котельная |
0,05 |
0,0005 |
0,0155 |
|
|
- электростанция |
0,08 |
0,0008 |
0,0248 |
|
|
- компрессорная станция |
0,45 |
0,0045 |
30,783 |
|
|
3. Выход товарного газа, млрд. м3 |
99,3 |
0,993 |
21,545 |
|
|
в том числе: |
2,17 |
|||
|
- для реализации в регионе, всего |
69,5 |
0,695 |
19,375 |
|
|
из него: - населению |
7,0 |
0,07 |
9,238 |
|
|
- промышленности и др. потребителям |
62,5 |
0,625 |
0,1798 |
|
|
- для реализации на внешнем рынке |
29,8 |
0,298 |
0,0155 |
1) Избавляемся от процентов, делим на 0.01 - получаем расчет на 1 млрд. мЗ
2) 0,0058 * 31 = 0,1798
3) 0,0005 * 31 = 0,0155
4) 0,0008 * 31 = 0,0248
5) 0,993 * 31 = 30,783
6) 0,695 * 31 = 21,545
7) 0,07 * 31 = 2,17
8) 0,625 * 31 = 19,375
9) 0,298 * 31 = 9,238
Данные для определения выручки от реализации газа представлены в таблице 7. При расчете учитываем курс доллара на 17.12.2012 года в размере 30,680 за 1$.
Расчет выручки от реализации товарной продукции в таблице 13.
Таблица 13
|
Наименование показателей |
Цена, руб/тыс. м3 |
В расчете на полный объем реализации газа |
|
|
Реализации в регионе, всего |
2096 |
51026000 |
|
|
из него: - населению |
896,0 |
27776000 |
|
|
- промышленности и др. потребителям |
1200,0 |
23250000 |
|
|
- для реализации на внешнем рынке |
140 долл. за тыс. м3 |
39679057,6 |
|
|
Реализация всего |
90705057,6 |
1) 896 * 31000 * 0,07 = 27776000
2) 1200 * 31000 * 0,625 = 23250000
3) 140 * 30,680 * 31000 * 0,298 = 39679057,6
4) 23250000+27776000=51026000
5) 896+1200=2096
2.7 Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения
Экономический эффект от производства определим по формуле:
(4)
где П - прибыль от реализации продукции или прирост прибыли от реализации продукции;
К - капитальные вложения на производство продукции;
Е - коэффициент эффективности капитальных вложений, принимается 0,15.
Расчет экономического эффекта представлен в таблице 14.
Расчет экономического эффекта таблица 14
Таблица 14
|
Показатели |
Сумма, млн. руб. |
|
|
Текущие расходы (себестоимость) при производстве продукции (С) |
31535,16 |
|
|
Капитальные вложения при организации производства (К) |
36331,58 |
|
|
Коэффициент эффективности капитальных вложений (Е) |
0,15 |
|
|
Реализация продукции, всего |
476217,6 |
|
|
Прибыль от реализации продукции (П) |
90705,0 |
|
|
Экономический эффект от производства продукции (Э) |
85255,263 |
Таким образом, экономический эффект от эксплуатации месторождения газа составит 85255,263 млн. руб.
Основные технико-экономические показатели производства в таблице 15.
Таблица 15
|
Наименование показателей |
Единицы измерения |
Показатели |
|
|
Объем производства продукции |
млрд. м/год |
31 |
|
|
Капитальные вложения, всегов том числе: Настроительство объекта на смежные работы |
млн. руб. |
36331,58 31205,56 5126,02 |
|
|
Удельные капитальные вложения |
руб. /1000 м |
1651,43 |
|
|
Себестоимость 1 тыс. мІ газа |
827,6 |
||
|
Цена 1 тыс. мІ газа |
1493,63 |
||
|
Товарная продукция |
млн. руб. |
46302,6 |
|
|
Затраты на производство (суммарная себестоимость) |
млн. руб. |
18207,62 |
|
|
Годовая прибыль |
28094,98 |
||
|
Затраты на 1 рубль товарной продукции |
руб. /руб. |
0,39 |
|
|
Рентабельность продукции |
% |
154,3 |
|
|
Приведенные затраты |
млн. руб. |
23707,36 |
|
|
Срок окупаемости капитальных вложений |
лет |
1,29 |
|
|
Численность |
чел. |
616 |
|
|
Производительность труда |
75,17 |
||
|
Экономический эффект |
млн. руб. |
85255,26 |
Год. прибыль = Тов. продукция - Сум. себестоимость = 46302,6 - 18207,62 = 28094,98
Цена = Тов. продукция / объем = 46302,6/31 = 1493,63
Затраты на 1 рубль = Затраты на пр-во / тов. продкуция = 18207,62/46302,6 = 0,39
Рентабельность = Год. прибыль / затраты на пр-во = 28094,98/18207,62 = 154,3
Приведенные затраты = Суммарная себестоимость + ЕК = 18207,62 + 5499,737 = 23707,36
Срок окупаемости = К / П = 36331,58/28094,98 = 1,29
Производительность труда = Тов. продукция / численность = 46302,6/570 = 81,23
Таким образом, можно сделать вывод, что на разработку газового месторождения с планируемым объемом производства продукции в 31 млрд. м в год будет потрачено 36331,58 млн. руб., при этом предполагается получение годовой прибыли в размере 28094,98 млн. руб. с достаточно высокой долей рентабельности 154,3%. Производительность труда согласно расчетам составляет 81,23 млн. руб. на человека, что характеризуется с положительной стороны. Капитальные вложения окупятся предположительно за 15 месяцев и ОАО "Татнефть" получит экономический эффект в размере 85255,2 млн. руб., что характеризуется разрабатываемое месторождение как прибыльное. Итак, по проведенным расчетам можно сделать вывод, что разработка газового месторождения для предприятия является целесообразным вложением средств.
Заключение
Таким образом, мы рассмотрели характеристику нефтегазовой компании ОАО "Татнефть" и определили, что она является одной из крупнейших нефтяных компаний, активно развивающей секторы геологоразведки, добычи, транспортировки, хранения, переработки и реализации газа, газового конденсата и нефти, а также производство и сбыт тепло и электроэнергии.
Также была рассмотрена история создания предприятия ОАО "Татнефть" и его стратегия, диверсификации видов деятельности, обеспечения надежности поставок. Социальная инфраструктура организации строится на собственной социальной политике на основе гармоничного сочетания интересов своих сотрудников, а также формирует систему корпоративного управления, отвечающую общепризнанным мировым стандартам и обеспечивающую реализацию всех прав его акционеров, позволяющую построить эффективные взаимоотношения с акционерами, инвесторами и иными заинтересованными лицами.
Согласно проведенным расчетам по определению экономической эффективности разработки нефтегазового месторождения ОАО "Татнефть" можно сделать вывод, что разработка газового месторождения для предприятия является целесообразным вложением средств, что подтверждается положительными данными расчетов, а именно размер экономического эффекта составит 85255,2 млн. руб. при окупаемости проекта за 15 месяцев.
Список литературы
1. www.tatneft.ru
2. Баев И.А., Варламов З. Н, Васильева О.Е. и др. Экономика предприятия: Учебник для вузов/Под ред. Акад.В.М. Семенова - СПб.: Питер, 2005.
3. Грибов В.Д., Грузинов В.П. Экономика предприятия: Учеб. Пособие - М.: Финансы и статистика, 2003.
4. Коммерческая деятельность производственных предприятий (фирм): Учебник /Под ред. проф. О.А. Новикова и проф.В. В. Щербакова. СПб.: Изд-во СПбГУЭФ. 1999.
5. Михайлушкин А.И., Шимко П.Д. Экономика транснациональной компании: Учебное пособие. - СПб.: СПбГИЭУ, 2005.
6. Чуев И.Н., Чечевицына Л.Н. Экономика предприятия. - М.: Изд-торговая корпорация "Дашкова и К", 2005.
7. Экономика предприятия: Учебник для вузов /Под ред.П. П. Табурчак и В.М. Тумин. - СПб.: Химиздат, 2001.
8. Экономика предприятия: Учебник /Под ред.А.Е. Карлика, М.Л. Шухгальтер. - М.: ИНФРА-М, 2003.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
История создания, стратегия компании ОАО "Сургутнефтегаз". Производственная характеристика газодобывающего предприятия и его социальная инфраструктура. Расчет себестоимости добычи газа. Экономическая оценка эффективности разработки газового месторождения.
курсовая работа [127,8 K], добавлен 12.12.2012История создания нефтегазовой компании ТНК-ВР. Перспективы добычи мирового нефтегазового рынка. Расчёт капитальных вложений в разработку нефтегазового месторождения, суммы амортизационных и налоговых отчислений. Оценка эксплуатационных затрат и риска.
курсовая работа [54,3 K], добавлен 22.12.2012Обоснование сроков разработки месторождения природного газа. Расчет капитальных вложений в разработку месторождения, эксплуатационных затрат. Обоснование проекта системы магистрального транспорта газа и диаметра газопровода. Расчет транспортной работы.
курсовая работа [343,9 K], добавлен 14.03.2011Положение компании "Татнефть" в российской экономике. Корпоративная социальная ответственность - важнейший принцип ее работы. Стейкхолдеры компании, ее социальные приоритеты. Нефинансовая отчётность организации, ее транспорентность (открытость).
реферат [2,6 M], добавлен 23.09.2014История создания открытого акционерного общества нефтегазовой компании "Славнефть". Структура компании: геологоразведочные, добывающие, перерабатывающие предприятия. Геологоразведка и добыча, социальная ответственность, природоохранная деятельность.
реферат [23,5 K], добавлен 23.07.2012Состав, классификация затрат и структура себестоимости продукции нефтегазовой отрасли. Себестоимость нефтегазоразведочных работ. Калькулирование себестоимости: буровых работ; добычи, хранения и транспортировки нефти и газа. Ценообразование нефтепродуктов.
реферат [43,6 K], добавлен 14.10.2008Общая характеристика и особенности деятельности ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина, оценка его структуры акционерного капитала и динамики рыночной капитализации. Анализ колебания цен на акции ОАО "Татнефть" на ММВБ, а также прогноз их дальнейшей котировки.
контрольная работа [372,6 K], добавлен 28.09.2010Основные сферы деятельности нефтегазовой компании, история ее создания и социальная политика. Расширение производственных мощностей заводов по переработке нефти и газа, входящих в состав ОАО "Лукойл". Организация транспортировки и сбыта нефтепродуктов.
презентация [1,2 M], добавлен 24.03.2012Расчет капитальных затрат на строительство зданий и сооружений. Сводная смета капитальных вложений в проектируемый объект. Расчет фонда заработной платы основных и вспомогательных рабочих. Проектная калькуляция производственных расходов и себестоимости.
курсовая работа [122,8 K], добавлен 26.11.2015История компании "Газпром". Разведка и добыча нефти и газового конденсата. Продажа газа на внутренний рынок и на экспорт. Стратегия развития компании "Газпром". Производство и продажа электрической и тепловой энергии. Динамика выхода из мирового кризиса.
реферат [737,8 K], добавлен 10.05.2012
