Определение капитальных вложений - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Модель по определению капитальных вложений и эксплуатационных затрат по проекту разработки месторождения основывается на том, что основные виды оборудования проектировались и монтировались в виде модулей (например, установка очистки газа мощностью 4 млрд. м3/год состоит из 2-х модулей мощностью 2 млрд. м3/год), которые входят в специальные блоки затрат, а блоки затрат входят в однородные категории. Блоки затрат рассчитываются путем умножения числа модулей на стоимость модуля. Далее блоки затрат суммируются и помещаются в определенную категорию. Такая гибкость модели дает возможность сравнивать различные варианты разработки месторождения, основанных на различных профилях добычи или различных вариантах маркетинга, пользуясь одними и теми же блоками затрат.

На рисунке 7 представлена структура капитальных вложений.

При определении денежных потоков применялось дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлений (доходов) с современных позиций. Приведение делалось для того, чтобы, при вычислении значений интегральных показателей (NPV) исключить из расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее из-за инфляции) изменения в структуре цен. При установлении значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на средний уровень ссудного процента (процентной ставки). В данном расчете ставка дисконта принята на уровне 10 - ти %.

На рисунке 8 приведены индикаторные кривые дохода постконтрактного периода по базовому варианту, которые получены по результатам расчетов Денежной оценки, а именно динамика накопленного потока денежной наличности и чистой приведенной стоимости (NPV) для РК где видно, что в 2084 г. денежная оценка близка к нулю и, следовательно, этот год может быть принят за последний год разработки. При этом за весь срок разработки будет продано 773,1 миллиардов м3 газа и 344,1 млн. тонн жидких углеводородов. Чистая приведенная стоимость по проекту в целом составит около 2,2 млрд. $. Окончательный поток наличности в расчетных ценах для РК - 16,4 млрд.$, для компании "КПО Б. В." - 8,5 млрд.$ (1992-2037 гг.).

В таблице 2.2.1 представлены результаты расчетов экономической оценки за 1992 - 2010 гг. варианта с 40% закачкой.

В таблице 2.2.2 показана динамика чистого дохода от продажи углеводородного сырья в текущих ценах за период 1992-2010 гг.

Годы

Рисунок 8а Чистая приведенная стоимость (NPV) при дисконте 10% в целом по проекту в постконтрактный период (2038-2084гг) от продажи продукции в расчетных (без учета инфляции) ценах, Млн.$ - (вариант 40% закачки)

Годы

Рисунок 8б Окончательный чистый поток денежной наличности РК за постконтрактный срок разработки, млн.$ (по варианту 40% закачки)

Таблица 2.2.1

Экономическая оценка за 1992 - 2010 гг. Вариант с 40% закачкой

Годы контракта

Продажа конденсата

Млн. тонн

Продажа газа,

Млн. тонн

Итого продажа,

Млн. тонн

Фактор дисконтирования

1/(1+0.1)^(t-0.5)

Эксплуатацион

Ные расходы в расчетных ценах,

Млн.$

Кап. вложе-

Ния в расчетных ценах,

Млн.$

1992

0

0

0

1.8580

0

0

1993

0

0

0

1.6891

0

39.2

1994

0

0

0

1.5356

0

39.2

1995

0

0

0

1.3960

0

61.9

1996

0

0

0

1.2691

0

99.3

1997

0

0

0

1.1537

0

55.6

1998

1.80

2.24

4.04

1.0488

75.3

174.9

1999

2.88

3.08

5.96

0.9535

77.0

447.5

2000

3.18

3.01

6.18

0.8668

85.2

671.1

2001

3.78

2.51

6.29

0.7880

102.3

888.8

2002

8.38

3.41

11.79

0.7164

151.5

498.5

2003

8.98

3.34

12.31

0.6512

176.3

272.5

2004

9.38

3.57

12.94

0.5920

179.5

448.4

2005

12.08

5.34

17.41

0.5382

188.5

426.4

2006

13.68

7.17

20.84

0.4893

204.2

261.4

2007

13.58

7.34

20.92

0.4448

206.2

230.9

2008

13.08

7.53

20.61

0.4044

207.3

218.0

2009

13.08

8.47

21.55

0.3676

210.0

208.5

2010

12.98

9.48

22.46

0.3342

211.5

201.6

Таблица 2.2.2

Динамика чистого дохода от продажи углеводородного сырья

Годы конт-ракта

Чистый доход млн.$

От продажи газа (/тыс. м3) на:

От продажи жидких углеводородов

В Оренбург,

Млн.$

На местный рынок,

Млн.$

В Республику Казахстан,

Млн.$

В Оренбург,

Млн.$

С мини НПЗ,

Млн.$

Через КТК,

Млн.$

Самара,

Млн.$

Всего чистый доход в текущих ценах, млн.$

1992

0

0

0

0

0

0

0

0

1993

0

0

0

0

0

0

0

0

1994

0

0

0

0

0

0

0

0

1995

0

0

0

0

0

0

0

0

1996

0

0

0

0

0

0

0

0

1997

0

0

0

0

0

0

0

0

1998

8.5

0

0

0

55.7

0

0

64,2

1999

12.0

0

0

11.9

79.3

0

0

103.3

2000

12.0

0

0

12.2

91.1

0

0

115.4

2001

10.0

0.3

0

12.5

113.4

0

0

136.2

2002

46.8

1.1

0

26.6

141.8

535.7

0

751.9

2003

46.8

1.1

0

27.3

152.6

595.0

0

822.8

2004

51.5

1.1

0

28.0

178.8

619.4

0

878.7

2005

105.5

2.3

53.4

28.7

305.5

673.5

60.7

1229.7

2006

108.2

2.4

111.5

29.4

313.2

690.5

204.4

1459.6

2007

98.6

2.5

132.5

30.2

321.1

707.9

200.5

1492.9

2008

75.8

2.5

167.1

30.9

329.2

725.8

158.8

1490.1

2009

77.7

2.6

202.5

31.7

337.6

744.1

162.8

1559.0

2010

79.7

2.7

242.3

32.5

346.1

762.9

157.1

1623.2

Похожие статьи




Определение капитальных вложений - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая