Экономическое обоснование внедрения технологических решений

5.1 Характеристика предприятия [3]

ООО «Газпром добыча Надым» - дочерние предприятие ОАО «Газпром», образованно 1 декабря 1971 года.

Основные направления деятельности ООО «Газпром добыча Надым» — добыча и подготовка газа, газового конденсата, нефти, геологоразведочные работы и выполнение функций заказчика на объектах инвестиционного и собственного строительства. По объёму добычи углеводородного сырья ООО «Газпром добыча Надым» входит в тройку крупнейших газодобывающих компаний газовой отрасли. Предприятие играет важнейшую роль не только в экономике Тюменского региона, но и всей страны. Ежегодно ООО «Газпром добыча Надым» добывает более 60 млрд. м³ природного газа.

Главная задача ООО «Газпром добыча Надым» — обеспечение рациональной системы разработки Медвежьего, Юбилейного и Ямсовейского месторождений, качественной подготовки к обустройству Бованенковского, Харасавэйского и Новопортовского месторождений. Кроме того, делается ставка и на наращивание геологоразведочных работ в Надым-Пур-Тазовском (Восточно-Медвежье, Пангодинское месторождения) и Ямальском регионах (Бованенковское, Харасавейское, Новопортовское месторождения).

В состав Общества входят 14 филиалов, в том числе: Медвежинское и Ямальское газопромысловые управления, Надымское нефтегазодобывающее управление, специализированные подразделения технологической связи, транспорта, снабжения, ремонта и выпуска нестандартного оборудования, медико-санитарного обеспечения, культурного обслуживания и сервиса.

Основные технико - экономические показатели работы предприятия «Газпром добыча Надым» за 2009 – 2010 представлены в таблице 5.1.

Изучение совокупности технико - экономических показателей, характеризующих производственную, финансовую и социальную стороны деятельности предприятия, помогает правильно анализировать его работу, выявить и обосновать направления по повышению эффективности его функционирования, подготовить решения, мобилизующие коллектив на более рациональное использование современной техники, сооружений, трудовых ресурсов, материальных и денежных средств.

Из таблицы 5.1 видно, что валовая добыча газа в 2010 г. по сравнению с 2009 г. снизилась на 6,77% или 265 млн. м³. Напротив, валовая добыча газового конденсата выросла за этот период на 159,2 тыс.т или на 13,9% в связи с вводом в эксплуатацию новых скважин. Тем не менее, в связи с ростом средней цены на газ на 10,37% в целом по предприятию за анализируемый двухлетний период наблюдается рост товарной продукции на 1336839 тыс. р. или 10,46%, а реализованной продукции на 1457024 тыс. р. или 12,36%.

Себестоимость товарной продукции в 2010 г. по сравнению с 2009 г. увеличилась на 9,5%, что связано с понижением себестоимости 1 тыс. м³ газа на 1 р. (0,22%) и повышением себестоимости 1 т. конденсата на 14,4 р/т (11,8%), что связано с ростом текущих затрат предприятия на производство и реализацию продукции, в частности с повышением материальных затрат, оплаты труда, отчислений на социальные нужды, амортизации, прочих расходов на содержание подсобного хозяйства и спортивно-оздоровительного комплекса.

Затраты на 1 р. товарной продукции в 2010 г составляют 85 к./р., что на 2,4% выше, чем в предыдущем году.

Численность производственно - промышленного персонала предприятия возросла за анализируемый период на 6,7% (12562 человек в 2010 г. против 11773 в 2009 г.), в то время как среднемесячная оплата труда увеличилась на 21,07% или на 10000 р. вследствие того, что фонд оплаты труда увеличился на 12%. Такую динамику можно охарактеризовать как положительную. Однако темп роста производительности труда в указанный отрезок времени относительно добычи газового конденсата снизился на 1,8%, что связано с увеличением добычи конденсата за год. Но при этом наблюдалось падение добычи природного газа на 0,32 млн. м³ на человека. Это обуславливается несоизмеримым по величине ростом числа работников предприятия по сравнению с падением добычи природного газа.

В «Газпром добыча Надым» в период с 2009 по 2010 год увеличилась балансовая прибыль на 643 тыс. р., что повлияло на снижение рентабельности товарной продукции на 9,1%. Но так как темп роста инвестиций на предприятии намного больше (118,1%), то рентабельность капиталовложений снизилась на 41,7%.

Из проведенного анализа технико - экономических показателей можно сделать вывод, что наибольшее изменения наблюдаются относительно производственных затрат на производство и реализацию продукции, поэтому в целях более качественной оценки производственно - хозяйственной деятельности предприятия следует более детально изучить себестоимость добычи природного газа.

Увеличение добычи конденсата объясняется вводом в эксплуатацию новых скважин на валанжинских объектах.

Сумма расходов по всем статьям образуют производственную себестоимость валовой и товарной продукции, внепроизводственными расходами они образуют полную себестоимость товарного газа. В таблице 5.2 представлена смета затрат на предприятии «Газпром добыча Надым».

Таблица 5.2 - Смета затрат на добычу и реализацию товарной продукции за 2009 и 2010 гг.

Из таблицы 5.2 видно, что наибольший удельный вес в себестоимости природного газа из собственных затрат составляет аренда, что связано с фондоёмкостью газовой промышленности. Также большую долю в смете затрат на добычу и реализацию продукции составляют отчисления НДПИ. На рисунке 5.1 показана структура затрат добычи и реализации природного газа.

Рисунок 5.1 - Структура затрат в себестоимости добычи и реализации товарной продукции

Себестоимость товарной продукции за 2010 год составила 11635871 тыс. р. Затраты на один рубль товарной продукции 0,85 р., что выше по сравнению с 2009 годом на 2,4%.

Себестоимость добычи газа снизилась по сравнению с 2009 годом на 0,22% раза и составила за 1000 м³ – 452 р. Себестоимость добычи нестабильного конденсата выросла в 1,12 раза и составила за одну тонну 136,8 р. Повышение себестоимости добычи газа и конденсата говорит о повышении статьи текущих расходов предприятия на производство и реализацию продукции.

В смете затрат товарной продукции увеличение на 28,6% по статье «Материальные затраты» обусловлено ростом отчислений на воспроизводство материально - сырьевой базы за счёт увеличения стоимости реализуемого газа в 1,3 раза, а также в связи с увеличением статьи вспомогательных затрат, и использованием большего количества триэтиленгликоля, метанола, топлива и энергии. Цена 1000 м³ газа отчётного года составила 511 р., за прошлый год 458 р.

Увеличился фонд оплаты труда, а именно с 1068,0 млн. р. до 1196,06 млн. р., то есть в 1,12 раза, что говорит об увеличении числа работников на предприятии в связи с вводом новых объектов и необходимостью полного контроля и обеспечения эффективного и бесперебойного процесса производства.

В структуре себестоимости газа прочие расходы составляют 9,8% всех затрат. По сравнению с 2009 годом в 2010 году прочие расходы возросли на 1,1% и составили 1092 млн.р. Увеличение затрат обусловлено увеличением количества ремонтируемых объектов добычи газа, и увеличением средней действующей цены капитального ремонта на 31% вследствие процесса инфляции, удорожания цен на материалы и услуги.

Большую долю в прочих расходах составляют услуги филиалов и подразделений ООО «Газпром добыча Надым». В 2010 году увеличились тарифы и расценки по услугам предоставляемым филиалам. Рост затрат произошёл в связи с увеличением тарифных ставок и должностных окладов на 30%, ростом численности персонала, за счёт увеличения объёмов капитального ремонта и увеличения индекса удорожания сметной стоимости.

5.2 Расчёт экономической эффективности модернизации абсорбера [10]

Для снижения потерь абсорбента, обусловленных уносом последнего из абсорбера с осушенным газом, предлагается усовершенствовать массообменную секцию абсорбера регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО ЦКБН. В результате чего сокращаются потери гликоля с газом. Исходные данные представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Исходные данные

Рассчитываем годовой экономический эффект от модернизации абсорбера Э, руб.:

где Р – стоимостная оценка результатов от проведения мероприятия, руб.;

З – стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия, руб.

Результаты рассчитываются исходя из сокращений потерь ТЭГа в результате модернизации.

Потери ТЭГа до модернизации , т/год:

где производительность одного абсорбера, ;

потери ТЭГа до модернизации, г/тыс.м³.

Потери ТЭГа после модернизации , т/год:

где потери ТЭГа после модернизации, г/тыс.м³.

Годовая экономия ТЭГа за счет модернизации , т/год:

В денежном выражении P, млн. руб/год:

где – стоимость 1т ТЭГа, руб.

Затраты на проведение модернизации абсорбера З, р., складываются из затрат на транспортные расходы З_ТР, р., затрат на материал необходимый для проведения модернизации З_М, р., дополнительных расходов З_ДОП, р.:

Для транспортировки материала модернизации используется КАМАЗ -4310, аренда которого 1500 руб/час, сам процесс занимает 2 часа.

Для модернизации необходимы комплект структурированной насадки ДОАО ЦКБН и внутренних устройств, стоимость которых составляет 1,0 млн. р., также необходимы тарелки с ситчатыми насадками МКН стоимость которых 0,75 млн. р.

Модернизация проводится специалистами фирм поставщиков оборудования, по этой причине приведенная выше цена приведена с учётом монтажа

Итак, расходы на проведение данного мероприятия:

Годовой экономический эффект от модернизации абсорбера определим по формуле (5.1):

Себестоимость 1000 м³ газа после модернизации в 2010 году составит С₂, руб./1000м³:

где – себестоимость 1 тыс. м³ газа в 2009 году, руб. (таблица 7.1);

Балансовая прибыль после модернизации составит, БП₂, руб.:

где балансовая прибыль до модернизации, тыс. руб.

Рентабельность до модернизации составит R, %:

Рентабельность после модернизации составит R, %:

где БП₂ - балансовая прибыль после модернизации, тыс.р.;

С₁ – себестоимость 1 тыс. м³ газа до модернизации абсорбера, р. (таблица 5.1);

Q_г – производительность одного абсорбера, млн. м³ (таблица 5.3).

Результаты расчёта экономического эффекта от проведения модернизации абсорбера и влияние последней на показатели работы предприятия сведены в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 – Результаты расчёта

Итого в результате модернизации получаем:

- годовой экономический эффект составит 643,3 тыс. р.;

- себестоимость добычи газа уменьшиться на 0,22%;

- рентабельность в результате этого вырастет на 16,6%.

Исходя из результатов вышеприведенных расчетов, можно сделать вывод, что модернизация абсорбера ГПР 1939.00.000 регулярной пластинчатой насадкой конструкции ДОАО ЦКБН на Ямсовейском НГКМ является выгодным с экономической точки зрения мероприятием.

5.3 Обоснование экономической эффективности модернизации сепараторов [10]

5.3.1 Методика расчёта экономической эффективности мероприятия

С открытием крупных газовых месторождений, расположенных в районах Сибири и Крайнего Севера началось интенсивное внедрение отечественных технологических и конструктивных технических решений в области добычи, подготовки, хранения и переработки газа и газового конденсата. Были разработаны высокопроизводительные установки подготовки природного газа с проведением нескольких технологических процессов в одном многофункциональном аппарате, что позволило применить блочно-комплектный метод строительства УКПГ, давший возможность значительно снизить трудоёмкость обустройства промыслов.

Добываемый на промыслах природный газ должен удовлетворять нормативным требованиям. перед подачей в магистральный газопровод его необходимо подвергнуть тщательной обработке, включающей, в частности, отделение газа от механических примесей, капельной воды и конденсата. С учётом увеличения отборов газа на Ямсовейском НГКМ с 20 до 23,5 млрд. м³ в год, установленные на УКПГ девять сепараторов (ГП 1181.04) при снижении входного давления ниже 45 атм. не обеспечивают необходимое качество сепарации.

В связи с этим, на УКПГ началась модернизация сепараторов.

Экономический эффект от модернизации сепараторов достигается в увеличении производительности аппаратов при снижение уноса капельной жидкости с очищенным газом до 3±5 мг/м³ и требуемом качестве подготовки газа, а в дальнейшем снижении жидкостной нагрузки на фильтрующую секцию сепараторов, что позволяет увеличить межремонтный период работы аппаратов, и как следствие, значительно снизить эксплуатационные затраты на проведение ремонтных и ревизионных работ.

Обоснование эффективности проведения мероприятия производится на основе сравнения его с базовым вариантом, в качестве которого принимается ситуация без проведения мероприятия.

Экономическими критериями эффективности проведения данного мероприятия являются:

- прирост потока денежной наличности (ПДН);

- прирост чистого дисконтированного дохода (ЧДД);

- срок окупаемости.

Прирост ПДН, руб., рассчитывается по следующей формуле:

где ЧП ­ чистая прибыль, руб.;

АО - амортизация, руб.;

КВ – капитальные вложения, руб.

где НП – налогооблагаемая прибыль, руб.,

Н_пр – налог на прибыль, руб.

где ТЗ – текущие затраты (только по дополнительной добыче), руб.;

налог на имущество, руб.;

прибыль от реализации имущества, руб.

Прирост выручки может быть вызван уменьшением уноса капельной жидкости, а соответственно с уменьшением жидкостной нагрузки на фильтр - патроны, либо увеличением объёма реализации газа или повышением цены на газ. В нашем случае это связано с уменьшением жидкостной нагрузки на фильтр - патроны, которую можно рассчитать по следующей формуле:

В нашем расчёте налогов , руб., необходимо обязательно рассчитать прирост налога на имущество , руб., и налога на прибыль , руб.:

где – остаточная стоимость имущества в t - ом году, тыс.руб.;

– ставка налога на имущество (равная 2%).

где – количество проведения во времени на мероприятия, по t - ом году включительно;

– капитальное вложение в k - ом году, тыс. руб.;

– дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в k - ом году, тыс. руб.

где – норма амортизации основных фондов, (10%).

где – прирост прибыли, облагаемой налогом в t - ом году, тыс.руб.;

– налог на прибыль, % (равный 20%).

где – прирост прибыли от реализации в t - ом году, тыс.руб.;

­ прирост прибыли от реализации выбывшего имущества в связи с проведением мероприятия, тыс. руб. ().

где – дополнительные амортизационные отчисления, начисленные в t - ом году, тыс. руб.

Прирост накопленного потока денежной наличности ΔНПДН определяется за все годы расчётного периода:

где – текущий год;

– годы предшествующие текущему году включительно;

­ прирост потока денежной наличности в t - ом году, тыс.руб.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, то применяется процедура дисконтирования потоков с целью приведения их по фактору времени. В качестве расчётного года выбирается год, предшествующий технологическому эффекту. Расчёт коэффициента дисконтирования производится по формуле:

где - коэффициент дисконтирования для t-ого года;

– нормативный коэффициент приведения.

Нормативный коэффициент приведения численно равен эффективности отдачи капитала. Условия стабильной экономии , т.е. при отдаче капитала 15% в год.

Приросты дисконтированных потоков денежной наличности ΔДПДН_t, руб., и чистого дисконтированного дохода ΔЧДД_t, руб., определяются по следующим формулам:

где – годы, в которые проводились мероприятия;

­ текущий год.

Коэффициент отдачи капитала КОК, рассчитывается по формуле:

где – дисконтированные инвестиции, руб.

где – капитальные вложения в t - ом году.

Индекс доходности ИД определим по следующей формуле:

5.3.2 Расчёт экономической эффективности модернизации сепараторов

Исходные данные для расчётов представлены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 – Исходные данные для расчётов

Расчёт для первого года модернизации.

Дополнительные амортизационные отчисления найдем по формуле (5.17):

Расчёт остаточной стоимости на имущество по формуле (5.16):

Прирост налога на имущество по формуле (5.15):

Вычислим налогооблагаемую прибыль по формуле (5.13):

Определим налог на прибыль:

Найдём чистую прибыль по формуле (5.12):

Прирост ПДН рассчитаем по формуле (5.11):

Прирост НПДН вычислим по формуле (5.21):

Определим коэффициент дисконтирования по формуле (5.22):

Прирост ДПДН определим по формуле (5.23):

Прирост ЧДД по формуле (5.24):

Индекс доходности определим по формуле (5.27):

Результаты расчётов сведены в таблицу 5.6.

Таблица 5.6 – Результаты расчётов

На основании полученных данных строится график профилей НПДН и ЧДД (рисунок 5.2).

Рисунок 5.2 – Профили накопленного потока денежной наличности и чистой текущей стоимости

Все капитальные вложения окупаются в течении 7,3 лет, после проведения модернизации сепараторов. Чистый дисконтированный доход данного мероприятия составляет 108,78 тыс. руб., внутренняя норма доходности 139%, индекс доходности 0,031.

Поиск по сайту: