Технико-экономическая oценка промышленной разработки газосодержащих угольных пластов Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

© В.Ф. Буслаев, А.Ф. Павловская, С.А. Кейн, М.Н. Колотовский, 2003

УЛК 553.981:622.333.6

B.Ф. Буслаев, А.Ф. Павловская,

C.А. Кейн, М.Н. Колотовский

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОСОЛЕРЖАШИХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ

Метан угольных пластов следует оценивать с двух различных позиций: как самостоятельное полезное ископаемое, извлечение которого из недр может осуществляться независимо от добычи угля при условии их рентабельности, и как попутное полезное ископаемое, извлекаемое из недр совместно с подготовкой шахтных полей к эксплуатации и с добычей угля при технически необходимой дегазации с целью обеспечения безопасных условий труда. В последнем случае рентабельность дегазации играет подчиненную роль, а экономический эффект определяется возможностью интенсификации и обеспечением безопасности ведения горных работ на шахтах. При условии стабилизации объемов и качества метановоздушная смесь (МВС), извлекаемая из недр средствами дегазации, становится реальным ресурсом и может быть эффективно использована в промышленных и хозяйственных целях.

В Ухтинском государственном техническом университете для заблаговременной дегазации и промышленной разработки газосодержащих угольных пластов предложено использовать горизонтальные скважины. Разработанная здесь же методика расчета притока газа к горизонтальному участку [1] позволила оценить дебиты горизонтальных скважин. По результатам совместных совещаний в ОАО "Воркутауголь", на полях действующих шахт «Комсомольская» и «Воркутинская» Воркутско-го угольного месторождения был определен опытно-промышленный участок для разработки его горизонтальными скважинами. Горизонтальные стволы скважин на опытном участке имеют протя-

женность 2500 м и для обеспечения максимального притока газов генерации угольных пластов ориентированы на пересечение трещин и нарушений.

Расчеты экономической эффективности разработки опытно -промышленного участка выполнены в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)» [2, 3].

В качестве основных показателей, характеризующих эффективность проекта, приняты: чистый доход (ЧД), дисконтированный чистый доход, внутренняя норма доходности проекта (ВНД), индекс доходности, срок окупаемости капитальных вложений.

Расчеты выполнены в стоимостных показателях, сформировавшихся по ценам на товарную продукцию, продукцию капитального строительства и на элементы эксплуатационных затрат по состоянию на 1.09.2002 г. Горизонт расчета экономических показателей -20 лет.

Расчеты учитывают особенности действующей в 2003 г. системы налогообложения.

Рассмотрено пять вариантов проекта: два варианта, предусматривающих годовую добычу 2515 млн м3 газа за 20 лет, и три варианта, рассчитанные на добычу 1200 млн м3. Варианты 1 и 3 предполагают строительство вертикальных газовых скважин, варианты 2, 4 и 5 - горизонтальных скважин. Общий фонд добывающих скважин составит: 360 - по варианту 1, 36 - по варианту 2, 165 - по варианту 3, 33 - по варианту 4, 11 - по варианту 5.

Капитальные вложения на реализацию проекта определены по следующим основным направлениям:

• бурение скважин;

• обустройство промысловых объектов;

• строительство объектов транспорта газа.

Затраты на бурение определены исходя из предполагаемых длин скважин по стволу (1000 м по вертикальным скважинам и 1600 м или 3200 м по горизонтальным) и стоимости 1 м проходки (соответственно 10 и 12 тыс. руб.). Ввиду отсутствия достоверных данных по объектам обустройства месторождения и транспорта газа, затраты по этим статьям приняты в процентах от стоимости бурения по 2 варианту по минимальному уровню соотношений этих затрат в обустройстве газовых месторождений Республики Коми.

Выручка для расчетов коммерческой эффективности проекта определена по ценам предприятия (без учета налога на добавленную стоимость, акцизов). Цена реализации газа принята в размере

436,05 руб/тыс. м3, также учтена надбавка при реализации газа прямым потребителям, составляющая 62 руб/тыс. м3.

Помимо выручки от реализации газа, в доходную часть проекта включена экономия по затратам на дегазацию углей. При себестоимости добычи угля 800 руб/т, годовой добыче угля 7 млн т и доле затрат на дегазацию, составляющей 3% от себестоимости добычи, экономия по затратам на дегазацию составит 168 млн руб. в год. Эксплуатационные затраты на добычу газа определены по следующим основным элементам затрат:

• материальные затраты;

• заработная плата с единым социальным налогом;

• амортизационные отчисления;

• затраты на капитальный ремонт;

• налоговые платежи и отчисления;

• затраты на экологию;

• прочие расходы.

Годовой фонд заработной платы определен исходя из средней численности работников и предполагаемой среднемесячной заработной платы, принятой в размере 15000 руб.

Затраты на вспомогательные

Показатели коммерческой эффективности разработки Воркутского месторождения за 20 лет

млн. руб.

Показатель Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5

Цобыча газа, млн. м3 2515.0 2515.0 1200.0 1200.0 1200.0

Выручка от реализации газа 1252.6 1252.6 597.7 597.7 597.7

Экономия по затратам на дегазацию 3192.0 3192.0 3192.0 3192.0 3192.0

Чисто эксплуатационные расходы 5294.5 1034.1 2800.7 817.0 481.1

Амортизационные отчисления 3938.7 1029.9 1960.5 944.1 732.9

Капитальные затраты 3945.6 1036.8 1966.8 950.4 739.2

Балансовая прибыль -4788.6 2380.6 -971.5 2028.6 2575.7

Налог на имущество 468.8 134.4 246.3 125.6 100.5

Налогооблагаемая прибыль -5257.5 2246.2 -1217.8 1903.0 2475.2

Налог на прибыль - 539.1 - 456.7 594.1

Чистая прибыль - 1707.1 - 1446.3 1881.2

Чистый доход -5289.8 1700.2 -1277.0 1440.0 1874.9

Чистый дисконтированный доход (к=10%) -2898.6 391.2 -1196.4 255.9 503.9

Внутренняя норма доходности, % - 20.5% - 16.0% 23.6%

Индекс доходности, руб./руб. - 1,49 - 1,32 1,78

Срок окупаемости, годы - 5.4 - 7.4 5.5

Срок окупаемости дисконтированный, годы - 8.4 - 10.4 6.8

материалы, воду и электроэнергию рассчитаны по действующим тарифам и фактическим расходам этих ресурсов и составляют:

• стоимость электроэнергии -6 руб/кВт-ч (расход - 10 кВт-ч/тыс. м3);

• стоимость воды технической - 30 руб/м3 (расход - 20 м3/тыс. м3);

• стоимость теплоэнергии -550 руб/Гкал (расход - 40 Мкал/тыс. м3).

Затраты на проведение капитального ремонта основных производственных фондов в первый год эксплуатации месторождения составляют 0,5% от балансовой стоимости основных фондов. Затем с каждым годом эти затраты увеличиваются на 0,013%, и к сороковому году эксплуатации достигают 1%. Размер амортизационных отчислений по имеющимся основным фондам рассчитан по следующим нормам амортизации:

• газовые скважины - 8,3%;

• объекты промыслового обустройства - 7,6%;

• объекты транспорта - 5,0%.

Налог на добычу полезных ископаемых рассчитан по ставке

16,5 %от выручки от реализации без НДС и акциза.

Ежегодная плата за землю определена по ставке 7200 руб/га.

Затраты на экологию составляют 3% от затрат на материальные и трудовые ресурсы, капитальный ремонт, прочих расходов. Прочие расходы составляют 15% от зарплаты с отчислениями, материальных затрат и затрат на капитальный ремонт. При расчете коммерческой эффективности проекта величина балансовой прибыли рассчитывалась как сумма выручки от реализации газа и экономии по затратам на дегазацию углей за вычетом эксплуатационных расходов, включая амортизацию. Результаты расчетов эффективности приведены в таблице.

Из таблицы видно, что, с уче-

том значительной экономии затрат, связанных с дегазацией углей, проект характеризуется высоким уровнем экономической эффективности по вариантам, предполагающим применение горизонтальных скважин. По наилучшему варианту (пятому) чистый доход составит 1875 млн руб., дисконтированный чистый доход -504 млн руб., ВНД - 23,6%, срок окупаемости - 5,5 лет, дисконтированный срок окупаемости - 6,8 лет, индекс доходности - 1,78 руб. на 1 рубль капитальных вложений.

Таким образом, пятый вариант проекта, предусматривающий бурение 11 горизонтальных скважин с протяженностью горизонтального ствола длиной 2500 м и обеспечивающих добычу 1200 млн м3 газа за 20 лет расчетного периода, может быть рекомендован к реализации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Цхадая Н.Д., Юдин ВМ, Буслаев В.Ф, Некрасов Л.А. Оценка ресурсов газосодержащих угольных залежей Печорского бассейна // Тр.П регион, науч.-практич. конф. «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». - Ухта: УГТУ, 1999.

2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) / М-во

экон. РФ, М-во фин. РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике; Рук. авт. кол.: Коссов В.В, Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. - М.: ОАО "НПО" Изд- во "Экономика", 2000, 421 с.

3. Пранович А.А. Стратегия управления инновационноинвестиционной деятельностью в современных условиях. -М.: Изд-во Рос. Экон. Акад., 2001, 432 с.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

Буслаев В.Ф, Павловская А.Ф, Кейн С.А, Колотовский М.Н. -Ухтинский государственный технический университет.

Файл:

Каталог:

Шаблон:

Заголовок:

БУСЛАЕВ

G:\По работе в универе\2003г\Папки 2003\GIAB10~03 C:YUsers\Таня\AppData\Roammg\Micшsoft\ШаблоныYNoImaLdotm ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРА-

БОТКИ ГАЗОСОДЕРЖАЩИХ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ Содержание:

Автор: Кафедра Бурения

Ключевые слова:

Заметки:

Дата создания:

Число сохранений:

Дата сохранения:

Сохранил:

Полное время правки:

Дата печати:

При последней печати страниц: слов:

знаков:

05.08.2003 9:36:00 4

05.08.2003 9:39:00 Гитис Л.Х.

4 мин.

09.11.2008 17:18:00

5

1 330 (прибл.)

7 583 (прибл.)