CC BY
24
© А.Е. Арзыкулова, 2013
УДК 622:338; 622.33 А.Е. Арзыкулова
ОЦЕНКА СТОИМОСТИ И РЕНТАБЕЛЬНОСТИ СОВМЕСТНОЙ ДОБЫЧИ МЕТАНА И УГЛЯ НА ДУБОВСКОМ УЧАСТКЕ КАРАГАНДИНСКОГО БАССЕЙНА
Комплексная разработка метана и угля на метаноугольных месторождениях Карагандинского региона является инновацией добычи метана в промышленных масштабах. Актуальность и перспективы развития нового топливно-энергетического комплекса в Казахстане обоснованы оценкой стоимости инвестиционного проекта и выходом проекта на окупаемость.
Ключевые слова: комплексная добыча метана и угля, рентабельность проекта, экономическая целесообразность, новая газовая отрасль, срок окупаемости проекта.
В настоящее время весьма актуальна проблема выбора возможных вариантов вложения средств, обоснования экономической стоимости проекта. Одним из таких инвестиционных проектов является «Метан Караганды».
Реализация идет на Дубовском участке, расположенном в Центральной части Карагандинского бассейна, в пределах Дубовской мульды, сложен Долинской, Надкарагандинской, Карагандинской и Ашлярикской свитами.
Участок расположен рядом с поселком Дубовка. В радиусе 15—20 км расположены города Абай, Са-рань, п. Актас. Областной центр г. Караганда находится на расстоянии 25 км.
Ближайшие железнодорожные станции расположены на расстоянии 15 и более километров.
Участок Дубовский имеет доступ к сетям электроснабжения.
Питьевое и техническое водоснабжение осуществляется за счет канала Иртыш-Караганда и вод аллюви-
альных отложений Саранского водозабора.
На данный момент имеются следующие данные о запасах угля и метана Дубовского участка:
Площадь — 40 км2;
Запасы угля — 232 410 000 т;
Марка угля — Г, К;
Метаноносность — 13,5; 14,7 /т.
Запасы метана — 3 765 042 000 м .
Извлечение метана из угольных пластов Карагандинского бассейна основано на модели функционирования газодобывающей скважины за весь период эксплуатации.
Угольный метан можно рассматривать с двух позиций: как самостоятельное полезное ископаемое, извлечение которого из недр осуществляется независимо от добычи угля при условии его рентабельности, и как попутное полезное ископаемое при добыче угля, извлекаемое из недр с целью обеспечения безопасных условий труда по газовому фактору.
В случае способа заблаговременной дегазации извлечение метана столкнулось с такими экономическими
Сравнение показателен эффективности двух подходов к освоению запасов метана Дубовского участка Карагандинского угольного бассейна
Показатель Добыча метана с традиционной предварительной дегазацией Комплексная добыгоа метана совместно с углем Единица измерения
NPV (чистая дисконтиро- 19 800 51 665 тыс.долл.
ванная стоимость проекта) США
PI (индекс рентабельности) 1,005 2,10
IRR (внутренняя норма до- 14,1 26,7 %
ходности)
DPP (дисконтированный 8,9 5,9 лет
срок окупаемости)
PP (срок окупаемости) 8,1 5,1 лет
проблемами, как высокая капиталоемкость с длительным сроком окупаемости с учетом предполагаемых затрат на получение и реализацию конечной продукции, необходимость последующих инвестиций в создание системы очистки, сжижения, транспортировки и дистрибуции газа, а также мощностей по генерации электроэнергии и химической переработки газа для коммерческой реализации газа помимо затрат на разведку и добычу метана и др.
В связи с этим дальнейшая реализация проекта по разведке и добыче метана угольных пластов в Карагандинской области требует обязательное необходимое условие по извлечению метана из угольных пластов — совмещение разведки и добычи метана и угля, которое позволит оптимизировать совокупные затраты по проекту. Совместная разработка метана и угля позволит улучшить «экономику» проекта и вывести параметры окупаемости на приемлемый для инвесторов уровень.
Для наглядного сравнения и доказательства большей привлекательности нового метода добычи метана ни-
же в таблице показаны результаты основных экономических показателей эффективности проекта «Метан Караганды» двух разных способов извлечения метана: отдельной добычи метана путем традиционной заблаговременной дегазации и комплексной добычи метана совместно с углем.
Учитывая результаты расчетов обоих подходов дальнейшая реализация проекта «Разведка и добыча метана угольных пластов в Карагандинской области» требует совмещения разведки и добычи метана и угля, что позволит оптимизировать совокупные затраты по проекту.
Анализ мирового опыта показывает, что проекты добычи и использования шахтного метана могут быть инвестиционно привлекательными.
Отечественный опыт показал, что проект добычи метана при традиционном подходе путем дегазации с применением вертикальных скважин, пробуренных с поверхности, требует больших затрат и может нести убытки, а выход на окупаемость в лучшем случае 8,9 лет.
Добыча метана совместно с углем при расчете эффективности такого
Таблица 2
Результаты анализа чувствительности проекта к изменению цен на газ и уголь
Переменная
Капитальные затраты
№ пп
Диапазон изменения
-20 % -10 % 0 % 10 % 20 %
213352,4 213352,4 175702,0 138051,5 138051,5
64 72 80 88 96
2400 2400 2400 2400 2400
45,6 51,3 57 62,7 68,4
0,03 0,79 2,10 3,78 5,44
5,3 26,7 43,1 55,7
(94367) (12216) 51665 114810 172367
Не оку- Не оку- 5,9 4,5 3,9
паем паем
Не оку- 9,3 5,1 4 3,6
паем
1
2
3
4
5
6
7
8 9
Объем добычи метана, тыс. м Цена на газ на внутреннем рынке, дол/1000 м3 Объем добычи угля, тыс.тонн Цена на уголь на внутреннем рынке,дол/т
PI (Индекс рентабельности) Внутренняя норма доходности IRR, %
Чистый дисконтированный
доход NPV, тыс. дол.
DPP (Дисконтированный срок
окупаемости)
PP (срок окупаемости)
метода дает положительные результаты, срок окупаемости составляет 5,9 лет, что на 3 года меньше, чем при традиционном подходе добычи метана путем заблаговременной дегазации. Положительный эффект выручки и прибыли дает ежегодная добыча угля. Применение технологии комплексной добычи метана и угля благоприятно влияет на промышленную добычу метана в масштабах страны и на создание новой газовой отрасли.
Сравнивая экономические показатели эффективности добычи метана двух разных способов, следует отметить высокую экономическую целесообразность комплексной добычи метана совместно с углем. ЧДД (чистый дисконтированный доход (NPV)) при новом методе увеличилось в 2,8 раза (увеличение на 31865 тыс. долл. США), чем при добыче метана путем заблаговременной дегазации. ВНД (внутренняя норма доходности (IRR)) при традиционном методе почти в 2 раза меньше, т.е. рентабельность совместной добычи метана и угля в
2 раза выше. Благодаря стабильной производственной мощности угля срок окупаемости данного проекта сократился на 3 года, что наиболее привлекательно для инвесторов и недропользователей.
Исследовав влияние изменения капиталовложений и цены на метан на окупаемость капиталовложений, составлен анализ чувствительности проекта комплексной добычи метана совместно с углем.
В табл. 2 приведены результаты анализа чувствительности проекта к изменению цен на газ и уголь.
Из табл. 2 видно, что при 10 % и 20 % уменьшении цены газа и угля проект не рентабелен, так как не окупаем. Однако при 10 % и 20 % увеличении цены рентабельность проекта возрастает, а значения IRR и NPV становятся соответственно: при 10 % увеличении цены IRR =43,1 %, а NPV =114810 тыс. дол., при 20 % увеличении цены IRR =55,7 %, а NPV = = 172367 тыс. дол. Проект чувствителен к колебаниям цены газа. Уменьшение цены не выдерживает.
Параметры ¡расчета показателей эффективности комплексной добычи метана совместно с углем
Название Ед. 2012 2013 2014 2015 2016 2017
параметра измерения
Проектная Тыс. 500 2400 2400 2400 2400 2400
мощность тонн
добычи
угля
Проектная Тыс. м3 12550,1 50200,6 112951,26 138051,5 200802,2 213352,4
мощность
добычи
метана
Цена на Долл. 57 59 61 62 64 66
уголь США/ тонн
Цена на ме- Долл. 80 82 85 88 90 93
тан США/ тыс.м
Выручка - тыс. 30272 149796 154431 159138
Уголь долл. США
Выручка - тыс. 1066 4398 10201 12847
Метан долл. США
Выручка тыс. 31338 154194 164632 171985
от реали- долл.
зации США
Себестои- Долл. 40 43,3 46,1 48,7 51,1 53,5
мость добы- США/
чи угля т
Себестои- Долл. 40 43,3 46,1 48,7 51,1 53,5
мость добы- США/
чи метана м3
Себестои- тыс. 23640 119229 128427 135895
мость до- долл.
бычи США
Администра- тыс. 889 963 1025 1081 1135 1189
тивные рас- долл.
ходы США
Страхование тыс. долл. США 2 2 2 2 2 2
Расходы на тыс. 287 1153 2313 2313 2313
эксплуата- долл.
цию и теку- США
щий ремонт
скважин
Итого про- тыс. 891 1252 2180 3397 3451 3505
чие расходы долл. США
Название Ед. 2012 2013 2014 2015 2016 2017
параметра измерения
Земельный тыс. гос.под гос.подд гос.подд гос.под гос.под гос.под
налог долл. США держка ержка ержка держка держка держка
Налог на тыс. 200 200 200 200 200
имущество долл. США
Историче- тыс. 5000
ские затраты долл. США
Расходы на % 1 1 1 1 1 1
подготовку
кадров
Развитие тыс. 5 5 5 5 5 5
соц.сферы долл.
региона США
Отчисления тыс. 132
в ликвида- долл.
ционный США
фонд
Итого на- тыс. 5 5337 205 205 205 205
логи и пла- долл.
тежи США
Вахтовый тыс. 547
поселок долл. США
Очистные тыс. 67
сооружения долл. США
Инфра- тыс. 117
структура, долл.
Подготови- США
тельные ра-
боты
Строитель- тыс. 2900 8700 11600
ство сква- долл.
жин США
Итого тыс. долл. США 3630 8700
Подписной тыс. 30
бонус, исто- долл.
рические за- США
траты
Проектные тыс. 641
документы, долл.
ТЭО, ПСД США
ГРР и лабо- тыс. 21777
раторные долл.
работы США
Итого тыс. долл. США 22448
Название Ед. 2018 2019 2020 2021 2022 Итого
параметра измерения
Проектная Тыс. 2400 2400 2400 2400 2400 232410
мощность тонн
добычи
угля
Проектная Тыс. м3 213352,4 175702 138051,5 87851 62750,7 1192263,3
мощность
добычи
метана
Цена на Долл. 68 70 73 75 77
уголь США/ тонн
Цена на ме- Долл. 96 99 102 105 108
тан США/ 3 тыс.м
Выручка - тыс. 159138 164009 168955 174032 179368 136488
Уголь долл. США 9
Выручка - тыс. 12847 19259 21080 17882 14481 110713
Метан долл. США
Выручка тыс. 183268 190036 191914 193849 194386 171985
от реали- долл.
зации США
Себестои- Долл. 56 59,1 62,3 65,4 68,3
мость добы- США/
чи угля т
Себестои- Долл. 56 59,1 62,3 65,4 68,3
мость добы- США/ м3
чи метана
Себестои- тыс. 145557 154440 160589 165967 169801
мость до- долл.
бычи США
Администра- тыс. 1243 1313 1385 1453 1516
тивные рас- долл.
ходы США
Страхование тыс. долл. США 2 2 2 2 2
Расходы на тыс. 2313 2313 2313 2313 2313
эксплуата- долл.
цию и теку- США
щий ремонт
скважин
Итого про- тыс. 3559 3628 3701 3768 3832
чие расхо- долл.
ды США
Земельный тыс. гос.под гос.подд гос.подд гос.под гос.под
налог долл. США держка ержка ержка держка держка
Налог на тыс. 200 200 200 200 200
имущество долл. США
Название Ед. 2018 2019 2020 2021 2022 Итого
параметра измерения
Историчес- тыс. 5000 5000
кие затраты долл. США
Расходы на % 1 1 1 1 1 1
подготовку
кадров
Развитие тыс. 5 5 5 5 5
соц.сферы долл.
региона США
Отчисления тыс. 132
в ликвида- долл.
ционный США
фонд
Итого на- тыс. 5 5337 205 205 205 7193
логи и пла- долл.
тежи США
Вахтовый тыс. 547 547
поселок долл. США
Очистные тыс. 67 67
сооружения долл. США
Инфра- тыс. 117 117
структура, долл.
Подготови- США
тельные ра-
боты
Строитель- тыс. 2900 8700 11600 23200
ство сква- долл.
жин США
Итого тыс. долл. США 3630 8700 23930
Подписной тыс. 30 30
бонус, исто- долл.
рические за- США
траты
Проектные тыс. 641
документы, долл.
ТЭО,ПСД США
ГРР и лабо- тыс. 21777
раторные долл.
работы США
Итого тыс. долл. США 22448
Таблица 5
Расчет себестоимости за год
Таблица 4
Капитальные затраты
Капитальные затраты 000' USD
Проектные документы(ТЭО,ПСД) 600
Строительство зданий 745
Подготовительные работы (в т.ч. инфра- 2856
структура)
Оборудование обогатительной фабрики 1491
Горно-технологический транспорт 982
Геологоразведочные работы 2734
Подписной бонус, исторические затраты 15
Непредвиденные расходы 657
Всего капитальные затраты на создание 10080
мощностей
Наименование затрат В расчете на 1 млн.м3 В расчете на 9,4 млн.м3
за первый гол
Электроэнергия 89.92 $ 845.3 $
Зработная плата, соц.отчисления и - 114 552 $
соц.налог
Отчисления в ремонтный фонд, 54 666,7 $
10 %
Амортизационные отчисления, 10 % 54 666,7 $
Налог на добычу полезных ископае- 2670 $
мых, 0.5 %
Расходы по обязательному страхова- 1241 $
нию (страхование автотранспорта,
гражданско-правовой ответственно-
сти работадателя за причинение
вреда жизни и здоровью работника
при исполнении им трудовых (слу-
жебных) обязаностей), при составлии
выплат в размере 100 %
ФОТ 1320,5 $
Налог на имущество 8000 $
Плата за землю Господдержка
Итого издержек производства 237 962,2 $
При определении экономической эффективности и финансовой надежности данного инвестиционного проекта был проведен большой объем расчетов. В процессе выхода на итоговые экономические показатели были учтены параметры, приведенные в следующей таблице расчета показателей эффективности.
(1) EBITDA (Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) —
аналитический показатель, равный объему прибыли до вычета расходов по процентам, уплаты налогов и амортизационных отчислений. Показатель рассчитывается на основании финансовой отчетности компании и служит для оценки того, насколько прибыльна основная деятельность компании. Показатель используется при проведении сравнения с отраслевыми аналогами, позволяет опре-
Итоговые заключения о стоимости проекта за период реализации 2012—2022 гг.
Показатель Единица измерения Сумма
Выручка тыс. долл. США 2 951 204
Себестоимость тыс. долл. США 2 379 622
ЕБЮТЛ (1) тыс. долл. США 221 127
ЕВ1Т (3) тыс. долл. США 197 782
ЕБТ (4) тыс. долл. США 197 782
N1 — годовой налог на прибыль тыс. долл. США 162 243
РСРЕ (2) тыс. долл. США 247 812
Необходимое инвестирование в проект тыс. долл. США 53 345
Дисконтированный денежный поток на акцио- тыс. долл. США 145 715
нерный капитал
Дисконтированный денежный поток, необходи- тыс. долл. США 47 023
мый для инвестирования в проект
делить эффективность деятельности компании независимо от ее задолженности перед различными кредиторами и государством, а также от метода начисления амортизации.
(2) FCFE (Free Cash Flow to Equity) — свободный денежный поток на акционерный капитал.
В отчетах о прибылях и убытках и о движении денежных средств амортизация отражается по-разному. В отчете о прибылях и убытках затраты на капитальное оборудование амортизируются в течение срока его полезной службы и амортизационные отчисления должны вычитаться. Амортизация — это такая статья расходов компании, которая не предполагает реального расходования денежных средств. Поэтому хотя амортизация и снижает прибыль, она не уменьшает денежного потока.
FCFE можно рассчитать следующим образом:
FCFE = Чистая прибыль + Амортизация — Валовые капитальные затраты — Прирост/уменьшение чистого оборотного капитала + Новый долг/Выпущенные акции — Погашение основной суммы долга — Дивиденды по привилегированным акци-ям=Чистая прибыль — (Валовые капитальные Затраты — Амортиз;)-
Прирост/уменьшение чистого оборотного капитала + Новый долг/ Выпущенные акции — Погашение основной суммы долга — Дивиденды по привилегированным акциям.
(3) EBIT (Earnings Before Interest and Tax) — прибыль до уплаты процентов и налогов. Показатель используется при расчете многих финансовых коэффициентов, а также самостоятельно применяется в финансовом анализе. Поскольку он исключает влияние налогового окружения и способов финансирования, то сравнение эффективности компаний на его основе дает более стабильные результаты, чем при использовании чистой прибыли.
(4) EBT (Earnings Before Tax) — прибыль до налогообложения.
EBT = Доход — Расходы (не включая налоги).
Позволяет сравнивать компании, находящиеся в различных налоговых юрисдикциях.
Результат получен методом дисконтирования денежных потоков для прогноза на весь период реализации проекта на 2012—2022 гг. В качестве показателей эффективности проекта используются: внутренняя норма дохода (IRR), чистый дисконтированный доход (NPV), денежные потоки и др.
Таблица 7
Результаты расчета показателей эффективности комплексной добычи метана совместно с углем
NPV (чистая дисконтированная стоимость проекта), тыс.долл.США 51 665
PI (индекс рентабельности) 2,10
IRR (внутренняя норма доходности), % 26,7
DPP (дисконтированный срок окупаемости), лет 5,9
PP (срок окупаемости), лет 5,1
Результаты оценки эффективности проекта комплексной добычи метана совместно с углем на Дубовском участке Карагандинского угольного бассейна приведены в табл. 7. Полученные значения показателей свидетельствуют об эффективности данного инвестиционного проекта.
Оценка стоимости проекта добычи метана совместно с углем на Ду-бовском участке полностью окупаема за счет доходов от реализации продукции, получения прибыли, обеспечивающей рентабельность инвестиций, окупаемости инвестиций в пределах срока, достижения экологического и социального эффекта. Его успешная реализация во многом будет зависеть от степени достоверности оцененных запасов метана и угля, а также наличия стабильных рынков сбыта.
Добываемый углеметан может использоваться в следующих целях:
• Газопроводы природного газа;
• Местная дистрибьюция;
1. Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 июня 2008 года № 644 «О Концепции развития угольной промышленности Республики Казахстан на период до 2020 года».
2. Ножкин Н.В. Заблаговременная дегазация угольных месторождений. — М: Недра, 1979, — 271 с.
КОРОТКО ОБ АВТОРЕ -
• Топливо для автотранспорта;
• Генерация электроэнергии;
• Комбинирование тепло- и электроэнергии;
• Местное отопление;
• Сушка угля;
• Котельное топливо;
• Применение в промышленности.
В экономической модели по данному проекту применена цена в размере 80 дол. за 1000 м3 газа. При объемном весе метана 0,723 кг/м3, при атмосферном давлении и температуре 200
С, при равной выделенной энергии в сравнении с сжиженным привозным газом метан может стоить у конечного потребителя 538,7 дол. за 1000 м .
В заключение следует отметить, что энергетический рынок насыщен различными видами энергоносителей, и потенциальных потребителей углемета-на необходимо искать, завоевывая новые сегменты рынка. Следует подчеркнуть, что существует огромный потенциал метановой отрасли в регионе и в стране в целом.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3. Батенин К. В. «Сравнительная оценка инновационно-инвестиционных проектов», 2006 г., Экономика и управление.
4. Статья из портала электронного правительства «Развитие и перспективы угольной промышленности Казахстана», 02.02.2010. 53Е
Арзыкулова Айжан Ердаулетовна — аспирант, aisha_888@mail.ru, Московский государственный горный университет.
