Экономическая сторона функционирования нефтегазовой отрасли

Наша дальнейшая задача состоит в использовании этих данных путем экстраполирования.

Для этого переносим точку, полученную на параболе, соответствующей диаметру 820 мм на параболу, соответствующую диаметру 1020 мм и проектируем полученную точку на горизонтальную ось, соответствующую пропускной способности. Получим значение пропускной способности, соответствующей 1020 мм, оно равно 20 млн. м3/сут.

Далее путем экстраполирования данных приведенных в таблице 1 приложения 2 получаем технико-экономические показатели для пропускной способности 18 млн.м3/сут.

Сводим данные в таблицу 2.1

Таблица 2.1

Q, млн. м3/сут	Число ГПА на КС	Шаг между КС, км	Удельные капитальные затраты, руб./млн. м3 км		Удельные эксплуатационные затраты, руб./млн. м3км
	всего		линейная часть	компрессорные станции	линейная часть	компрессорные станции
20	2	112	183	32	7,5	8,0

На основании данных приведенных в этой таблице значение шага между КС принимаем равным 112 км. Количество КС на проектируемом трубопроводе определяем по формуле:

Nк.с. =Lг.п./Sк.с. ,

где Nк.с. - количество КС;

Lг.п. - длина газопровода км. (дана в исходных данных);

Sк.с. - шаг между КС.

Для данного варианта:

Nк.с. = 1250/112 ≈ 11

Тогда удельные капитальные вложения в строительство газопровода равны:

Ктр. = (Уд.кап.вл.в лин.часть + Nк.с. *уд.кап.вл.в KC) * Lг.п * Q

Ктр. = (183 + 11 * 32) * 1250 * 20 = 13,375 млн. руб.

Вычисляем удельные эксплуатационные затраты в газопровод:

Зэксп= (Уд. эксплуат. затраты в лин. часть + Nк.с. * уд. эксплуат. затраты. в KC) Lг.п * Зэксп = (7,5 + 11 * 8) * 1250 * 20 = 2,3875 млн. руб.

2.2Определение среднегодового резерва пропускной способности газопровода и числа суток использования максимума

Для газопроводов, имеющих подземные хранилища газа, рекомендуется резерв мощности, определяющийся величиной среднегодового резерва пропускной способности газопровода(kгод).

Вопрос о создании резерва пропускной способности газопроводов тесно связан с проблемой эффективности капиталовложений в газовую промышленность, и, в частности, в магистральный транспорт газа. Необходимо уже на стадии проектирования предусматривать определенные резервы пропускной способности газопровода. Это обуславливается рядом причин, которые можно разделить на несколько групп, связанных:

- с характером потребления газа

- с особенностями функционирования газотранспортных систем

- с особенностями перспективного планирования потребности в ресурсах природного газа

Принимаем значение среднегодового резерва пропускной способности газопровода равным

=0,92

где ki - фактор, обусловливающий необходимость создания резервов мощности, для i- группы.

В соответствии с принятым нами значением kгод = 0,92 для диаметра трубы = 820 мм по данным таблицы число суток использования максимума равно 330 суток

2.3 Расчет транспортной работы

Грузооборот (транспортная работа) магистральных газопроводов определяется по формуле:

Pi = ΣQiтp *Li , тыс.м3*км

где Qiтp - количество транспортируемого газа по i-му участку, тыс.м3;

Li - длина i-го расчетного участка газопровода, км

В настоящем курсовом проекте предлагается следующий порядок расчета объема транспортной работы.

Весь магистральный газопровод разбивается на участки в соответствии с условными потребителями газа. В данном случае под условными потребителями понимаются следующие объекты:

- компрессорные станции;

- непосредственно потребители природного газа;

- подземные хранилища газа.

Рисуем схему газопровода.

Выполнение расчетов по определению транспортной работы проще выполнить с помощью таблицы 2.2.

Таблица 2.2

Расчет транспортной работы
Уч-ки	Пост. газа Q пост. тыс.м3	Изменение объема транспорт. газа, тыс. м3	Объем транспорт. газа, тыс. м3		Расстояние, км.		Трансп.работа, тыс. м3*км
			по участку	по отводу	по участку	по отводу
1	15516,1	176,9	15339,2		106		1625956,9
2	15339,2	174,9	15164,3		106		1607421
3	15164,3	172,9	14991,5		106		1589096,4
4	14991,5	170,9	14820,6		106		1570980,7
5	14820,6	169,0	14626,6	25		24	351038,84
6	14626,6	166,7	14459,9		106		1532746,8
7	14459,9	164,8	14295		106		1515273,4
8	14295	163	14132,1		106		1497999,3
9	14132,1	161,1	13946	25		29	404432,94
10	13946	159	13787		106		1461419,8
11	13787	157,2	13629,8		106		1444759,6
12	13629,8	155,4	13474,4		106		1428289,4
13	13474,4	153,6	13320,8		106		1412006,9
14	13320,8	151,9	13169	5		31	408237,83
Итого:	201503	2297,1	199156				17849660

При определении объема поступившего на участок газопровода газа необходимо учитывать расход газа на собственные нужды каждой из компрессорных станций (1,1 % дано). Кроме этого на участках 5 и 8 необходимо учесть отбор газа (25 тыс. м3 - дано).

Итак, чтобы определить объем газа поступивший на 2-й участок надо:

А) поступление газа на 1-й участок (15,69 тыс. м3) умножить на коэффициент (1,1+0,04=1,14) т.е. на 0,0114 получим 178,92 (это потери + расход)

Б) разница: 15695-178,92 = 15516,1 – это объем газа поступивший на 2-й участок и.т.д.

Кроме этого на 5 и 8 участках от полученного объема транспортируемого газа на этих участках необходимо отнять 25 тыс. м3

Кроме этого на 14 участке необходимо учесть сальдо объема газа, идущего на ПХГ (подземное хранилище газа).

Затем определяем объем товарного газа, перекачиваемого газопроводом, расчет производим по годовым показателям по формуле:

Qт=Qпос - (Qп+Qс.н.) – (Qз.х.-Qо.х.), тыс.м.3

где, Qт - товарный газ, транспортируемый газопроводами;

Qпос - поступление газа в газопроводы;

Qп - потери газа, 0,04 % дано в задании

Qс.н. - расход газа на собственные нужды;

Qз.х.- закачка газа в ПХГ, дано 15 тыс. м3

Qо.х.- отбор газа из хранилища, дано 20 тыс. м3

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Результаты расчетов объема товарного газа, транспортируемого по газопроводу

год	Годовой объем добычи, тыс. м3	Потери газа, в год, тыс. м3	Расход газа на собств. нужды, тыс. м3	Товарный газ, транспортируемый газопроводами, тыс. м3
1	5711000	2284,4	62821,0	5645900,6
2	5702760	2281,1	62730,36	5637754,54
3	5657137,92	2262,86	62228,52	5592652,55
4	5686705,894	2274,68	62553,76	5621883,45
5	5715438,724	2286,18	62869,83	5650288,72
6	5669715,214	2267,89	62366,87	5605086,46
7	5697401,096	2278,96	62671,41	5632456,72
8	5724281,142	2289,71	62967,09	5659030,34
9	5678486,893	2271,39	62463,36	5613758,14
10	5704363,542	2281,75	62748	5639339,8
11	5729462,742	2291,79	63024,09	5664152,87
12	5683627,04	2273,45	62519,9	5618839,69
13	5638158,024	2255,26	62019,74	5573889,02
14	5593052,76	2237,22	61523,58	5529297,96
15	5548308,338	2219,32	61031,39	5485063,62
Итого	85139899,33	34055,96	936538,89	84169394,48

3. Расчетно-аналитическая часть

Для определения наилучшего варианта разработки месторождения природного газа, на основе технико-экономических показателей необходимо выполнить многокритериальные расчеты экономической эффективности.

В качестве данных критериев в данном курсовом проекте используются:

• чистый дисконтированный доход;

• внутренняя норма доходности;

• динамический срок окупаемости.

3.1 Расчет чистой дисконтированной прибыли

Определяет годовую выручку от реализации газа по формуле:

ВРt=Pr*Qт.г.

Где ВРt - выручка от реализации газа в год t;

Рr - цена газа, руб. за 1000 м.3

Qт.г. - объем товарного газа, берем из табл. 2.3

Цену газа рассчитываем исходя из средней себестоимости газа по всем 3 вар-м разработки месторождения (см. табл. 1.6, 14,48 руб. за 1000 м.3) и от этой величины берем 290% (т.е. 14,48 * 2,9 = 41,992 руб./тыс. м.3)

1 год: BP1 = 41,992 * 5711 = 239,82 млн. руб.

2 год: BP2 = 41,992 * 5702 = 239,47 млн. руб.

И т.д. по всем годам.

Величина BPt одинакова для каждого из 3 вариантов разработки месторождения.

Рассчитываем суммарные удельные капитальные затраты на разработку месторождения и строительство газопровода. Расчеты производим для всех 3 вариантов разработки месторождения.

Кt=Кt + Ктр.

где: Кt – годовые капитальные затраты в разработку месторождения в год t (берем для каждого варианта разработки месторождения из табл.1.2)

Ктр. – удельные капитальные затраты, на строительство газопровода, которое принимаем из п.2.1

Тогда Kt равно:

1 вариант:

1 год: К1 = 200469 + 13375 = 213,844млн. руб.

2 год: К2 = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: К1 = 198519 + 13375 = 211,894млн. руб.

2 год: К2 = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год: К1 = 200469 + 13375 = 227,219млн. руб.

2 год: К2 = 0 + 13375 = 13,375млн. руб.

И т.д.

Рассчитываем суммарные эксплуатационные затраты Иt по годам разработки месторождения для каждого из 3 вариантов разработки месторождения. Они складываются из эксплуатационных затрат связанных с добычей газа Ид.г. (берем сумму затрат по всем статьям расхода по годам) и эксплуатационных затрат на строительство газопровода Зтр (принимаем рассчитанные в п 2.1 значения)

Тогда Иt равно:

1вариант:

1 год: И1 = 86,543 + 2,387 =88,93 млн. руб.

2 год: И2 = 86,543 + 2,387 = 88,93млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: И1 = 72,06 + 2,552 = 74,61 млн. руб.

2 год: И2 = 72,06 + 2,552 = 74,61млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год: И1 = 132,31 + 2,552 = 134,86 млн. руб.

2 год: И2 = 132,32 + 2,552 = 134,87 млн. руб.

И т.д.

Рассчитываем величину налоговых отчислений по годам разработки месторождения по формуле:

Нt = (ВРt - Иt) * 0,35

1 вариант:

1 год: Н1 = (239,82 - 88,93) * 0,35 = 52,81млн. руб.

2 год: Н2 = (239,47 - 88,93) * 0,35 = 52,69млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: Н1 = (206,7 - 74,61) * 0,35 = 46,24млн. руб.

2 год: Н2 = (203,8 - 74,61) * 0,35 = 45,23млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год: Н1 = (206,7 - 134,86) * 0,35 = 25,15млн. руб.

2 год: Н2 = (203,8 - 134,87) * 0,35 = 24,14 млн. руб.

И т.д.

Рассчитываем ЧДД по годам разработки месторождения для каждого варианта по формуле:

ЧДД = Rt * qд(t)

где: Rt- поток наличности в год:

q д(t) - коэф дисконтирования

Поток наличности определяем по формуле:

Rt = (ВРt - (Иt - Асум(t))) - Нt - Кt

1 вариант:

1 год: R1 = (239,82 - (88,93 – 12,35)) – 52,81– 213,844 = - 99,44 млн. руб.

2 год: R2 = (239,47 - (88,93 – 12,35)) – 52,69 – 12,823 = 80,76 млн. руб.

И т.д.

2 вариант:

1 год: R1 = (239,82 - (87,84 –12,34)) – 53,19 –211,894 = - 100,770 млн. руб.

2 год: R2 = (239,5 - (87,83– 12,34)) – 53,07 – 13,375 = 97,531 млн. руб.

И т.д.

3 вариант:

1 год: R1 = (239,82 - (148,1 – 12,35)) – 32,1 –213,84 = - 137,89 млн. руб.

2 год: R2 = (239,5 - (148,11 – 12,35)) – 31,98 – 13,37 = 42,31 млн. руб.

И т.д. по годам

Коэффициент дисконтирования определяем по формуле:

q д(t) = 1/(1+i)(t-1) ,

где: i - ставка банковского процента; принимаем по заданию = 12%

t - текущий год, отсчитываемый от начала разработки месторождения

1 год: q д(1) = 1/(1 + 0,12) (1-1) = 1

2 год: q д(2) = 1/(1 + 0,12)(2-1) = 1/1,12 = 0,893

И т.д. по годам

Коэффициент дисконтирования рассчитываем для 1 вар-та разработки месторождения. Для остальных вариантов коэффициент дисконтирования будет такой же, как и для 1-го варианта.

Рассчитываем ЧДД для каждого из вариантов разработки месторождения по годам.

1 вариант:

1 год: ЧДД1 = R1 * qд(1) = - 103,42 * 1 = - 103,42 млн. руб.

2 год: ЧДД2 = R2 * qд(2) = 96,83 * 0,893 = 86,45 млн. руб.

И т.д. по годам

2 вариант:

1 год: ЧДД1 = R1 * qд(1) = - 100,77 * 1 = - 100,77 млн. руб.

2 год: ЧДД2 = R2 * qд(2) = 97,53 * 0,893 = 87,081млн. руб.

И т.д. по годам

3 вариант:

1 год: ЧДД1 = R1 * qд(1) = - 141,88 * 1 = - 141,88 млн. руб.

2 год: ЧДД2 = R2 * qд(2) = 58,36 * 0,893 = 52,109млн. руб.

И т.д. по годам

Результаты сводим в таблицы:

Таблица 3.1

Годы	ВРt ,	Кt ,	Иt ,	Aсум ,	Нt ,	Rt ,	qд(t) ,	ЧДД ,
	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.
1	239,82	213,844	88,93	12,35	52,81	-103,42	1	-103,42
2	239,47	13,375	88,93	12,35	52,69	96,83	0,893	86,45
3	237,55	13,375	88,93	12,35	52,02	95,58	0,797	76,19
4	238,80	15,954	89,79	12,68	52,15	93,58	0,712	66,61
5	240,00	15,954	90,65	13,02	52,27	94,14	0,636	59,82
6	238,08	13,375	90,66	13,02	51,60	95,47	0,567	54,17
7	239,25	15,954	91,52	13,35	51,70	93,42	0,507	47,32
8	240,37	15,954	92,39	13,69	51,80	93,93	0,452	42,48
9	238,45	13,375	92,39	13,69	51,12	95,26	0,404	38,47
10	239,54	15,954	93,25	14,04	51,20	93,17	0,361	33,59
11	240,59	15,954	94,14	14,39	51,26	93,63	0,322	30,14
12	238,67	13,375	94,14	14,39	50,59	94,96	0,287	27,299
13	236,76	13,375	94,13	14,39	49,92	93,72	0,257	24,056
14	234,86	13,375	94,14	14,39	49,25	92,48	0,229	21,195
15	232,98	13,375	94,14	14,39	48,60	91,27	0,205	18,675
Итого:	3575,2	416,6	1378,1	202,57	769,0	1214,0		523,1

Таблица 3.2 - Результаты расчета ЧДД (2 вариант) млн. руб.

Годы	ВРt ,	Кt ,	Иt ,	Aсум ,	Нt ,	Rt ,	qд(t) ,	ЧДД ,
	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.
1	239,8	211,894	87,84	12,34	53,19	-100,77	1	-100,77
2	239,5	13,375	87,83	12,34	53,07	97,531	0,893	87,081
3	237,6	13,375	87,83	12,34	52,40	96,286	0,797	76,759
4	238,8	15,983	88,70	12,67	52,53	94,251	0,712	67,086
5	240,0	15,983	89,55	13,01	52,66	94,820	0,636	60,260
6	238,1	13,375	89,55	13,01	51,99	96,179	0,567	54,575
7	239,2	15,983	90,42	13,34	52,09	94,092	0,507	47,670
8	240,4	15,983	91,28	13,68	52,18	94,606	0,452	42,795
9	238,5	13,375	91,28	13,68	51,51	95,966	0,404	38,759
10	239,5	15,983	92,15	14,03	51,58	93,846	0,361	33,842
11	240,6	15,983	93,03	14,38	51,65	94,311	0,322	30,366
12	238,7	13,375	93,04	14,38	50,97	95,661	0,287	27,500
13	236,8	13,375	93,03	14,38	50,30	94,425	0,257	24,237
14	234,9	13,375	93,04	14,38	49,64	93,190	0,229	21,357
15	233,0	13,375	93,03	14,4	48,98	91,974	0,205	18,820
Итого:	3575,2	414,792	1361,6	202,41	774,7	1226,4		530,3

Таблица 3.3 - Результаты расчета ЧДД (3 вариант) млн. руб.

Годы	ВРt ,	Кt ,	Иt ,	Aсум ,	Нt ,	Rt ,	qд(t) ,	ЧДД ,
	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.	млн. руб.
1	239,8	213,844	148,10	12,35	32,10	-141,88	1	-141,878
2	239,5	13,375	148,11	12,35	31,98	58,36	0,893	52,109
3	237,6	13,375	148,10	12,35	31,31	57,12	0,797	45,534
4	238,8	15,954	148,96	12,68	31,44	55,12	0,712	39,233
5	240,0	15,954	149,82	13,02	31,56	55,68	0,636	35,389
6	238,1	13,375	149,82	13,02	30,89	57,01	0,567	32,352
7	239,2	15,954	150,68	13,35	31,00	54,96	0,507	27,845
8	240,4	15,954	151,55	13,69	31,09	55,47	0,452	25,093
9	238,5	13,375	151,55	13,69	30,41	56,80	0,404	22,940
10	239,5	15,954	152,42	14,04	30,49	54,71	0,361	19,730
11	240,6	15,954	153,31	14,39	30,55	55,17	0,322	17,763
12	238,7	13,375	153,31	14,39	29,88	56,50	0,287	16,242
13	236,8	13,375	153,31	14,39	29,21	55,26	0,257	14,183
14	234,9	13,375	153,30	14,39	28,55	54,03	0,229	12,382
15	233,0	13,375	153,30	14,39	27,89	52,81	0,205	10,806
Итого:	3575,2	416,6	2265,6	202,57	458,3	637,1		229,7

Для всех 3 вариантов разработки месторождения построим график зависимости ЧДД = 1(t).

Для 1 варианта рис. 1

Рис. 1

Для второго варианта рис. 2

Рис. 2

Для третьего варианта рис. 3

Рис. 3

Анализируя данные таблиц 3.1, 3.2, 3.3 видно, что наиболее предпочтительным с точки зрения окупаемости затрат является второй вариант разработки месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт, поскольку в этом случае ЧДД является максимальными составляет 530,3 млн. руб.

3.2 Расчет внутренней нормы доходности

Данный метод используется при отсутствии информации о величине процентных ставок на рынке капитала. С помощью этого метода определяется минимальная допустимая величина доходности, при которой покрываются все расходы инвестора в течение инвестиционного периода.

По методу внутренней нормы доходности расчет производится следующим образом. Сначала выбирается любая общая процентная ставка i1 и определяется соответствующая ЧДД1. Затем произвольно выбирается вторая процентная ставка i2, для которой выполняется условие ЧДД2<0. после этого определяется внутренняя процентная ставка одной инвестиции, то есть такая процентная ставка дисконтирования, при которой приведенный чистый доход равен приведенным инвестиционным расходам, т.е. ЧДД=0.

Внутренняя норма доходности определяется по формуле:

ВНД=i1 – (ЧДД1* (i2-i1))/( ЧДД2- ЧДД1)

где i - неизвестная внутренняя процентная ставка.

Процент наличности в год t Rt берется из таблиц 3.1, 3.2, 3.3 полученных ранее. Общая процентная ставка принимается равной 12 % в соответствии с вариантом. Вторая процентная ставка i2 = 20 % и 60 %

Определяем ЧДД для различных вариантов разработки месторождения при значениях процентной ставки 20 % и 60 %. (Для 12 % данные берем из таблиц 3.1-3.3).

Для этого сначала определяем коэффициент дисконтирования для этих значений процентных ставок.

Результаты расчетов сводим в таблицы 3.4, 3.5, 3.6:

Таблица 3.4 - Результаты расчетов ЧДД для 1 варианта разработки месторождения при значениях процентных ставок

Годы	Значения параметров при i = 12%			Значения параметров при i = 20%
	Поток нал. Rt	коэф. диск-я, qд	ЧДД	Поток нал. Rt	коэф. диск-я, qд	ЧДД
1	-103,42	1,000	-103,42	-103,42	1	-103,42
2	96,83	0,893	86,45	96,83	0,83	80,37
3	95,58	0,797	76,19	95,58	0,69	65,95
4	93,58	0,712	66,61	93,58	0,53	49,60
5	94,14	0,636	59,83	94,14	0,48	45,19
6	95,47	0,567	54,17	95,47	0,4	38,19
7	93,42	0,507	47,33	93,42	0,33	30,83
8	93,93	0,452	42,49	93,93	0,27	25,36
9	95,26	0,404	38,47	95,26	0,23	21,91
10	93,17	0,361	33,60	93,17	0,19	17,70
11	93,63	0,322	30,15	93,63	0,16	14,98
12	94,96	0,287	27,30	94,96	0,13	12,34
13	93,72	0,257	24,06	93,72	0,11	10,31
14	92,48	0,229	21,19	92,48	0,09	8,32
15	91,27	0,205	18,67	91,27	0,07	6,39
Итого	1214,01		523,09	1214,01		324,02

Таблица 3.5 - Результаты расчетов ЧДД для 2 варианта разработки месторождения при значениях процентных

Годы	Значения параметров при i = 12%			Значения параметров при i = 20%			Значения параметров при i = 60%
	Поток нал. Rt	коэф. диск-я, qд	ЧДД	Поток нал. Rt	коэф. диск-я, qд	ЧДД	Поток нал. Rt	коэф. диск-я, qд	ЧДД
1	-100,770	1,00	-100,77	-100,77	1	-100,77	-100,77	1	-100,77
2	97,531	0,89	87,08	97,53	0,83	80,95	97,53	0,62	60,47
3	96,286	0,80	76,76	96,29	0,69	66,44	96,29	0,39	37,55
4	94,251	0,71	67,09	94,25	0,53	49,95	94,25	0,24	22,62
5	94,820	0,64	60,26	94,82	0,48	45,51	94,82	0,15	14,22
6	96,179	0,57	54,57	96,18	0,4	38,47	96,18	0,09	8,66
7	94,092	0,51	47,67	94,09	0,33	31,05	94,09	0,05	4,70
8	94,606	0,45	42,80	94,61	0,27	25,54	94,61	0,03	2,84
9	95,966	0,40	38,76	95,97	0,23	22,07	95,97	0,02	1,92
10	93,846	0,36	33,84	93,85	0,19	17,83	93,85	0,01	0,94
11	94,311	0,32	30,37	94,31	0,16	15,09	94,31	0,009	0,85
12	95,661	0,29	27,50	95,66	0,13	12,44	95,66	0,005	0,48
13	94,425	0,26	24,24	94,42	0,11	10,39	94,42	0,003	0,28
14	93,190	0,23	21,36	93,19	0,09	8,39	93,19	0,002	0,19
15	91,974	0,20	18,82	91,97	0,07	6,44	91,97	0,001	0,09
Итого	1226,37		530,33	1226,37		329,79	1226,37		55,04

Таблица 3.6 - Результаты расчетов ЧДД для 3 варианта разработки месторождения при значениях процентных ставок 12%, 20%, 60%

Годы	Значения параметров при i = 12%			Значения параметров при i = 20%			Значения параметров при i = 60%
	Поток нал. Rt	Коэф.диск-я, qд	ЧДД	Поток нал. Rt	коэф. диск-я, qд	ЧДД	Поток нал. Rt	коэф. диск-я, qд	ЧДД
1	-141,88	1,00	-141,88	-141,88	1	-141,88	-141,88	1	-141,88
2	58,36	0,89	52,11	58,36	0,83	48,44	58,36	0,62	36,18
3	57,12	0,80	45,53	57,12	0,69	39,41	57,12	0,39	22,28
4	55,12	0,71	39,23	55,12	0,53	29,21	55,12	0,24	13,23
5	55,68	0,64	35,39	55,68	0,48	26,73	55,68	0,15	8,35
6	57,01	0,57	32,35	57,01	0,4	22,81	57,01	0,09	5,13
7	54,96	0,51	27,84	54,96	0,33	18,14	54,96	0,05	2,75
8	55,47	0,45	25,09	55,47	0,27	14,98	55,47	0,03	1,66
9	56,80	0,40	22,94	56,80	0,23	13,06	56,80	0,02	1,14
10	54,71	0,36	19,73	54,71	0,19	10,40	54,71	0,01	0,55
11	55,17	0,32	17,76	55,17	0,16	8,83	55,17	0,009	0,50
12	56,50	0,29	16,24	56,50	0,13	7,34	56,50	0,005	0,28
13	55,26	0,26	14,18	55,26	0,11	6,08	55,26	0,003	0,17
14	54,03	0,23	12,38	54,03	0,09	4,86	54,03	0,002	0,11
15	52,81	0,20	10,81	52,81	0,07	3,70	52,81	0,001	0,05
Итого	637,13		229,72	637,13		112,11	637,13		-49,50

Просуммировав во всех таблицах значения ЧДД, смотрим при каких значениях процентной ставки ЧДД меняет свой знак с (+) на (-) и делаем вывод:

В 3 варианте разработки месторождений суммарные значения ЧДД меняют знак при переходе от процентной ставки 20% к ставке 60%, следовательно, внутренняя процентная ставка лежит между 20 и 60.

Рассчитываем внутреннюю норму доходности для каждого из вариантов разработки месторождений:

1 вариант: ВНД = 0,2 – (326,02 * (0,6 - 0,2)) / (51,26 –326,02) = 0,674

2 вариант: ВНД = 0,2 – (329,79 * (0,6 – 0,2)) / (55,04 – 329,79) = 0,68

3 вариант: ВНД = 0,2 – (112,11 * (0,6 – 0,2)) / (-49,50 – 112,11) = 0,47

Анализируя полученные значения ВНД можно сделать вывод о том, что наиболее выгодным является второй вариант разработки месторождения, при котором ВНД наибольшая, т.е. инвестируемый капитал дает 68 % годовых.

3.3 Динамический срок окупаемости

Динамический срок окупаемости - это часть инвестиционного периода, в течение которого окупается вложенный капитал и вместе с этим инвестор получает доход в размере процентной ставки.

Динамический срок окупаемости - это критерий, который в определенной степени оценивает риск инвестора. Неуверенность в достоверности прогнозов растет с удалением во времени от настоящего момента, что увеличивает предпринимательский риск. Очевидно, что существует верхняя граница срока окупаемости, при переходе которой риск вложения возрастает до такой степени, что считается уже невыгодным вложением инвестиций.

Для определения динамического срока окупаемости рассчитываются дисконтированные члены потока наличности и последовательно суммируются по годам с учетом знаков.

Результаты расчетов для каждого из вариантов разработки месторождений сводим в таблицы 3.7-3.9:

Таблица 3.7 - Результаты расчетов срока окупаемости для 1 варианта разработки месторождения

Годы	Поток нал. в год t, млн. руб.	Коэффициент диск-я qд	Величина ЧДД, млн. руб. в год	Интегральная величина ЧДД с учетом знаков, млн. руб. в год	Комментарий по окупаемости
1	-103,42	1,00	-103,42	-103,42	не окупился
2	96,83	0,89	86,45	-16,97	не окупился
3	95,58	0,80	76,19	59,23	окупился
4	93,58	0,71	66,61	125,83	окупился
5	94,14	0,64	59,83	185,66	окупился
6	95,47	0,57	54,17	239,84	окупился
7	93,42	0,51	47,33	287,16	окупился
8	93,93	0,45	42,49	329,65	окупился
9	95,26	0,40	38,47	368,13	окупился
10	93,17	0,36	33,60	401,72	окупился
11	93,63	0,32	30,15	431,87	окупился
12	94,96	0,29	27,30	459,17	окупился
13	93,72	0,26	24,06	483,22	окупился
14	92,48	0,23	21,19	504,42	окупился
15	91,27	0,20	18,67	523,09	окупился
Итого	1214,01		523,09	4278,62

Таблица 3.8 - Результаты расчетов срока окупаемости для 2 варианта разработки месторождения

Годы	Поток нал. в год t, млн. руб	Коэффициент диск-я qд	Величина ЧДД, млн. руб. в год	Интегральная величина ЧДД с учетом знаков, млн. руб. в год	Комментарий по окупаемости
1	-100,77	1	-100,77	-100,77	не окупился
2	97,5309	0,89286	87,0811	-13,69	не окупился
3	96,286	0,79719	76,7586	63,07	окупился
4	94,2511	0,71178	67,0861	130,16	окупился
5	94,8198	0,63552	60,2597	190,42	окупился
6	96,1792	0,56743	54,5747	244,99	окупился
7	94,0916	0,50663	47,6697	292,66	окупился
8	94,6062	0,45235	42,795	335,45	окупился
9	95,9663	0,40388	38,7592	374,21	окупился
10	93,8458	0,36061	33,8418	408,06	окупился
11	94,3111	0,32197	30,3656	438,42	окупился
12	95,6615	0,28748	27,5004	465,92	окупился
13	94,4249	0,25668	24,2365	490,16	окупился
14	93,19	0,22917	21,3567	511,51	окупился
15	91,974	0,20462	18,8197	530,33	окупился
Итого	1226,37		530,335	4360,90

Таблица 3.9 - Результаты расчетов срока окупаемости для 3 варианта разработки месторождения

Годы	Поток нал. в год t, млн. руб	Коэффициент дисконтирования qд	Величина ЧДД, млн. руб. в год	Интегральная величина ЧДД с учетом знаков, млн. руб. в год	Комментарий по окупаемости
1	-141,88	1,00	-141,88	-141,88	не окупился
2	58,36	0,89	52,11	-89,77	не окупился
3	57,12	0,80	45,53	-44,24	не окупился
4	55,12	0,71	39,23	-5,00	не окупился
5	55,68	0,64	35,39	30,39	окупился
6	57,01	0,57	32,35	62,74	окупился
7	54,96	0,51	27,84	90,58	окупился
8	55,47	0,45	25,09	115,68	окупился
9	56,80	0,40	22,94	138,62	окупился
10	54,71	0,36	19,73	158,35	окупился
11	55,17	0,32	17,76	176,11	окупился
12	56,50	0,29	16,24	192,35	окупился
13	55,26	0,26	14,18	206,53	окупился
14	54,03	0,23	12,38	218,92	окупился
15	52,81	0,20	10,81	229,72	окупился
Итого	637,13		229,72	1339,10

Далее делаем вывод:

для 1 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 2 к 3 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервале существует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

для 2 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 2 к 3 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервале существует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

для 2 варианта разработки месторождения величина ЧДД меняет знак при переходе от 4 к 5 году освоения проекта. Из этого следует, что в этом временном интервале существует точка, для которой капитализированная рента равна нулю.

Рассчитываем динамический срок окупаемости для всех трех вариантов:

Tок=t – (ЧДДt/ ЧДДt+1- ЧДДt)

t – период неокупаемости проекта

1 вариант: Ток =2 - (-16,97 / (59,23 + 16,97)) = 2,22 лет

2 вариант: Ток =2 - (-13,69 / (63,07 + 13,69)) = 2,18 лет

3 вариант: Ток =4 - (-5 / (30,39 + 5)) = 4,14 лет

Анализируя полученные данные, следует, что 2 вариант проекта по сроку окупаемости является наиболее выгодным.

Полученные результаты можно представить в виде графика (рис. 4):

Рис. 4

Заключение

По итогам выполнения данного курсового проекта можно сделать следующие выводы:

• Рассчитали капитальные и эксплуатационные затраты для трех вариантов разработки месторождения природного газа (наименьшие капитальные и эксплуатационные затраты приходятся на второй вариант разработки - с поддержанием давления, путем закачки воды в пласт;

• спроектировали магистральную систему транспорта газа с 11 компрессорными станциями

• определили экономическую эффективность вариантов газоснабжения потребителей (наиболее экономически эффективным является второй вариант разработки с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт).

Таким образом, оптимальным вариантом разработки месторождения является технология, при которой пластовое давление поддерживается путем закачки газа в пласт.

Размещено на