Строительно-монтажные работы на газопроводе
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
РАЗДЕЛ 6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Данный проектный анализ, основанный на методике Всемирного банка реконструкции и развития, позволит установить ценность проекта, определяемую как разность между его выгодами и затратами.
Для этого проводятся следующие расчеты и определяются показатели:
размеры необходимых инвестиций;
расчет прибыли;
расчет потока реальных денег;
чистая текущая стоимость проекта с учетом дисконтирования;
внутренняя норма рентабельности;
расчет срока окупаемости;
Также определяется себестоимость транспортировки газа, показатели фондоотдачи, фондоемкости и фондоворуженности, производительность труда.
6.1. Расчет капитальных вложений
Капитальные вложения – это денежное выражение совокупности материально-технических, трудовых и финансовых ресурсов, направленных на создание новых, расширение, реконструкцию и технологическое перевооружение действующих основных фондов производственного и не производственного назначения.
Строительно-монтажные работы на газопроводе состоят из собственно строительных работ и работ, связанных с монтажом оборудования. В стоимость строительных работ входят также затраты на материалы, их транспортировку и хранение, основная заработная плата рабочих, затраты на эксплуатацию строительных машин и механизмов и накладные расходы. Объем затрат на строительно-монтажные работы определяется в сметных ценах.
К прочим затратам, включаемым в объем капитальных вложений, относятся затраты на проектно-изыскательские работы, расходы на содержание дирекций строящихся предприятий, включая технический надзор, расходы на подготовку кадров, затраты, связанные с отводом земельных участков и некоторые другие.
Капитальные вложения в строительство эксплуатационного комплекса определенные сводным сметным расчетом в долларах США 27 274 тыс.$.
в том числе:
1) заработная плата – 12% от прямых затрат:
З/ плата = 27 274*0,12 = 3 272,8 тыс. $. 2) эксплуатация машин – 7% от прямых затрат:
Экспл. маш. = 27 274*0,07 = 1 909,1 тыс. $.
Накладные расходы -170% от (З/ плата + Экспл. Маш.): Накл.расх.=( З/ плата + Экспл.маш.) 1,7 0,96=
|
|
Лист |
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
4 |
Изм. Лист № докум. Подпись Дата |
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
=(3 272,8 + 1 909,1) 1,7 0,96=8 456,9 тыс. $.
где 0,96 – поправочный коэффициент.
Плановое накопление – 163,5% от (З/ плата +Экспл. маш.): Пл. нак.= (З/ плата +Экспл. маш.) 1,635 0,96=
=(3 272,8 + 1 909,1) 1,635 0,96= 8 133,6 тыс. $.
Итого сметная стоимость строительства 42 208,0 тыс. $.
Непредвиденные затраты – 3% от сметной стоимости: Непредвиденные затраты = 0,03 42 208,0 =1 266,2 тыс. $.
Всего сметная стоимость строительства 43 513,0 тыс. $.
6.2. Эксплуатационные затраты
Эксплуатационные расходы определяются на основе составления сметы эксплуатационных расходов, которые включают в себя все затраты по эксплуатации проектируемого объекта:
заплата обслуживающего персонала;
отчисления на социальное страхование;
амортизационные отчисления;
отчисления на текущий ремонт;
отчисления на электроэнергию;
затраты на потер газа;
затраты на топливо, воду, материалы,
прочие расходы.
6.2.1. Заработная плата производственного персонала
Численность обслуживающего персонала для эксплуатации сооружений Мозырского подземного хранилища газа определена с учетом рекомендуемой схемы управления, объема сооружений, характера выполняемых работ, степени автоматизации и телемеханизации производственных процессов, исходя из необходимости круглосуточного обслуживания всего основного и вспомогательного оборудования.
Расчет численности персонала для обслуживания объектов основного и вспомогательного производственного назначения Мозырского подземного хранилища газа выполнен на основании действующих отраслевых нормативных документов (таблица 6.2.).
Закачка или отбор газа будет производиться круглосуточно в течение 365 дней в году, это требует круглосуточного, сменного обслуживания технологических установок. Для этих целей предназначен дежурный персонал с работой в 2 смены по 12 часов.
Таблица 6.2 Численность обслуживающего персонала в разрезе структурных |
|
||
подразделений. |
|
|
|
|
Наименование подразделения |
Мозырское ПХГ |
|
|
|
|
Лист |
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
5 |
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата |
|
||
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
1 |
2 |
Руководство и функциональные исполнители |
14 |
Бухгалтерия |
5 |
Производственно-диспетчерская служба |
6 |
Газокомпрессорная служба |
10 |
Оперативно-производственная служба |
25 |
Служба электроводоснабжения |
16 |
Служба АСУ, А и Т |
12 |
Автотранспортный цех |
26 |
Участок материально-технического снабжения |
7 |
Служба безопасности |
16 |
Прочий персонал |
10 |
Итого |
147 |
6.2.2. Планирование фонда заработной платы
В фонд заработной платы включается вся сумма начисленной заработной платы без вычета налогов, а также без вычета других издержек, произведенных в соответствии с действующим законодательством.
Различают основную и дополнительную заработную плату.
Основная – это плата за фактически отработанное время. В ее состав входят:
оплата, начисленная за отработанное время по утвержденным тарифным ставкам, окладам и сдельным расценкам;
все виды премий;
зарплата за работу в сверхурочное время, в праздничные и выходные
дни, в ночное время;
зарплата за временное заместительство и совмещение профессий. Дополнительная заработная плата включает оплату отпусков, оплату
рабочего времени, затраченного на выполнение гособязанностей, оплату простоев не по вине рабочего, оплату льготных часов подростков, выплату выходного пособия и др..
По данным ОАО «Белтрансгаз» средняя заработная плата составит
551,7 $. (4 700 тыс. руб.)
6.2.3. Отчисления на заработную плату
Фонд заработной платы составит:
Ф.З.П.= Колчел*Ср.З/П.*12=147*551,7*12 = 973 199 $./год.
Отчисления на социальное страхование распределяется следующим образом, в % от ФЗП (таблица 6.3):
Таблица 6.3 Отчисления на социальное страхование
|
Отчисления |
|
|
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
Защита населения |
|
|
35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Лист |
|
|
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
6 |
||
Изм. Лист № докум. Подпись Дата |
|
|
|||
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Обязательное страхование несчастных случаев |
|
0,2 |
|
|
|
Итого |
|
35,2 |
|
|
|
ЗСОЦ.СТР. = 973 198,8 * 0,352 = 342 566 |
$ / год. |
6.2.4. Производственные материалы
Затраты на материалы взяты в смете годовых эксплуатационных расходов по ОАО «Белтрансгаз» (таблица 6.4).
|
Таблица 6.4 Потребность в производственных материалах |
|
|||||
|
|
|
|
|
Общие затраты на |
|
|
|
|
|
Материалы |
|
1 КС, $. |
|
|
|
Хим. реагенты: |
|
|
|
|
||
|
- одорант |
|
|
7 602 |
|
|
|
|
- метанол |
|
|
1 055 |
|
|
|
|
- диэтиленгликоль |
|
4 303 |
|
|
||
|
- антифриз |
|
|
3 008 |
|
|
|
|
ГСМ |
|
|
45 000 |
|
|
|
|
Запчасти и оборудование |
|
31 080 |
|
|
||
|
Материалы |
|
|
10 316 |
|
|
|
|
Малоценка, износ |
|
8 390 |
|
|
||
|
Прочие |
|
|
4 110 |
|
|
|
|
Всего |
|
|
114 864 |
|
|
|
|
|
Общие затраты на материалы КС составят: |
|
|
|
||
|
|
|
ЗМАТ = 114 864 $/год. |
|
|
|
|
|
|
|
6.2.5. Газ на собственные нужды |
|
|||
|
|
Для работы одной КС с 3 ГМК необходим газ на собственные нужды в |
|
||||
|
размере 1,774 |
млн.м3/год. При цене, равной стоимости покупки СП=165 |
|
||||
|
$./1000 м3, затраты на него составят: |
|
|
|
|||
|
|
|
ЗС. Н. = 1,774 103 165 = 292 792 |
$./год. |
|
||
|
|
|
6.2.6. Затраты на электроэнергию |
|
|||
|
|
При расчете затрат на электроэнергию ее стоимость определяется по |
|
||||
|
прейскуранту тарифов на электроэнергию: |
|
|
|
|||
|
|
Затраты по КС: |
|
|
|
||
|
|
Плата за 1 кВт электроэнергии на нужды КС на 1.02.2010г. составляет |
|
||||
0,11 |
$. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Годовой расход электроэнергии по КС составляет: |
|
||||
|
|
|
Э= 1260 тыс. кВт |
|
|
|
|
|
|
Общие затраты на электроэнергию на 2 ГМК составят: |
|
||||
|
|
|
ЗЭКС = 126 104 0,11 = 138 600 $./год. |
|
|||
|
|
|
|
|
|
Лист |
|
|
|
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
7 |
|||
Изм. Лист |
№ докум. |
Подпись Дата |
|
|
|||
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6.2.7. Потери газа
Для линейной части рассматриваются потери газа. Потери газа регламентируются и их размер устанавливается в процентах в зависимости от протяженности газопровода, количества и типа запорной арматуры, условий пролегания трассы. Технически неизбежны потери по газопроводу определяются исходя из утвержденных норм и объема транспортируемого газа:
Для газопроводов Ду 700 они принимаются в размере 20 тыс.м3 в год на 1км трассы газопровода.
Потери газа для однониточного газопровода протяженностью 8,3 км составят:
QПОТ =20 8,3 =166 тыс.м3/год. ЗПОТ=166 165 = 27 390 $./год.
6.2.8.Амортизация основных фондов
Вструктуре затрат на транспорт газа амортизация ОПФ занимает наибольший удельный вес. Сумма амортизационных отчислений рассчитывается по каждому объему основных фондов, умножается на соответствующие нормы амортизационных отчислений.
Аi=Нi Кi где Аi – амортизационные отчисления;
Нi – норма амортизации;
Кi – среднегодовая стоимость ОПФ.
амортизационные отчисления для объектов подземного хранения газа НПХГ = 3,5%:
АПХГ=0,035 КПХГ=0,035 43 513,0 тыс. $ = 1 522 955 $/год.
6.2.9. Прочие денежные расходы
Прочие расходы составляют 1% от всех выше перечисленных: ЗПР=0,01 (973 199+342 566+114 864+292 792+
+138 600+27 390+1 522 955)= 34 123 $/год.
Структура эксплуатационных расходов представлена в таблице 6.6.
Таблица 6.6 Структура эксплуатационных расходов
|
№ |
Вид затрат |
Сумма, |
|
% к итогу |
|
|
п.п |
|
$./год. |
|
|
|
|
1 |
Заработная плата |
973 199 |
|
30,5 |
|
|
2 |
Отчисления на соц. страх. |
342 566 |
|
10,7 |
|
|
3 |
Материалы |
114 864 |
|
3,6 |
|
|
4 |
Газ на собственные нужды |
292 792 |
|
6,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
Электроэнергия |
138 600 |
|
2,9 |
|
|
6 |
Потери газа |
27 390 |
|
0,9 |
|
|
|
|
|
|
Лист |
|
|
|
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
8 |
|
|
Изм. Лист |
№ докум. Подпись Дата |
|
|
|
||
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
7 |
Амортизация |
1 522 955 |
44,3 |
|
|
8 |
Прочие |
34 123 |
1 |
|
|
9 |
Всего |
3 446 489 |
100 |
|
6.3.Расчет основных технико-экономических показателей
1.Себестоимость транспортировки газа.
Себестоимость выражает затраты на единицу объема транспортируемого газа и определяется по формуле:
C |
Э |
; |
|
Q |
|||
|
|
||
|
ТР |
|
где: Э – эксплуатационные расходы;
QТР – объем газа, который хранится на ПХГ. QТР = 0,2 млрд. м3
C |
3446489 |
|
200000 |
||
|
17,2
$./1000 м3
2. Фондоотдача.
Фондоотдача может рассчитываться в натуральном и денежном выражениях. Объем транспортируемого газа в натуральном выражении м3 на 1 руб. основных фондов определяется отношением объема транспортировки газа QТР к стоимости основных фондов:
|
|
0,2 10 |
9 |
|
Ф |
|
|
4,6 |
|
|
|
|||
О |
|
43513000 |
|
|
|
|
|
м3/$
3. Фондоемкость.
Фондоемкость транспортировки газа – величина, обратная фондоотдаче и представляющая собой стоимость ОФ, приходящуюся на каждый рубль реализованного газа:
ФЕ |
1 |
|
43513000 |
0,2 |
$/м3 |
|
ФО |
0,2 109 |
|||||
|
|
|
|
4. Фондовооруженность.
Фондовооруженность работников средствами труда определяется как отношение стоимости основных фондов к численности работников, занятых в транспорте газа:
Ф |
|
|
ОФ |
|
43513000 |
296007 |
|
В |
Ч |
147 |
|||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
$/чел
5. Производительность труда.
Производительность труда измеряется обычно объемом продукции, произведенной работником в единицу времени или обратным ее отношением
– количеством затраченного труда на производство единицы продукции. Поскольку продукцией газотранспортного предприятия является объем транспортируемого газа, единицей измерения уровня производительности труда может быть объем транспортируемого газа на одного работника, занятого в этом процессе:
|
|
Лист |
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
9 |
Изм. Лист № докум. Подпись Дата |
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
ПQТР 200 1,36
Ч147
млн. м3/чел
6.4.Расчет экономической эффективности
1.Весь объем перекачки разделяется на три части:
- объём газа потребляемый на территории, через которую проходит газопровод QПОТ = 1460 млн.м3/год. Если подземного хранилища нет, в уравнении подставляют максимальное среднесуточное потребление газа Qmax в самый холодный месяц (декабрь, январь); если подземное хранилище есть–среднесуточное потребление газа за год Qc. Поскольку Qmax>Qc, при отсутствии ПХГ капитальные вложения в магистральный газопровод и КС будут больше (на 20–30 % по сравнению с расчетом по Qc);
объём газа, который хранится на ПХГ QХР= 200 млн.м3/год;
объём газа потребляемый на собственные нужды QСН= 1,183млн.м3/год.
1. Доход от продажи:
ВР = ВРПР+ВРТР = QПОТ (ЦПРОД-ЦПОК) QХР СХР;
где: ВРПР – выручка за продажу газа потребителям:
ВРПР = QПОТ (ЦПРОДК-ЦПОК)
ВРТР – выручка за хранение газа:
ВРТР = QХР СХР
ВР= 1460 103 (175-165)+200 103 17,2=18 040 тыс. $
где: ЦПОК = 165 $/ тыс.м3 газа – цена покупки газа у поставщика; ЦПРОД = 175 $/ тыс.м3 газа – цена продажи газа потребителям.
2. Налог на добавленную стоимость:
НДС = 0,2/1,2 ВР = 0,2/1,2 18 040 = 3 006,6 тыс.$.
3.Эксплуатационные затраты составят ежегодно:
Э= 3446,2 тыс.$, в том числе амортизация основных фондов
А= 3427,9 тыс.$.
4.Балансовая прибыль:
Пб = Вр-Э-НДС= 18040 – 3446,2 – 3006,6 = 10933,7 тыс.$.
5.Налог на прибыль Н = 18%:
Н= 0,18 10933,7 = 2733,4 тыс.$.
6.Налог на недвижимость 1% от капитальных вложений:
ННЕД = 0,01 43513 = 435,1 тыс.$.
7.Чистая прибыль:
ЧП=Пб-Н-ННЕД=10 933,7-2 733,4-435,1=7 765,2 тыс.$.
13.Инвестиции распределяются следующим образом: 2009 год – 43 513,0 тыс.$.
|
|
Лист |
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
10 |
Изм. Лист № докум. Подпись Дата |
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
14. Поток наличности (реальных денег):
ПН = ЧП+А= 7 765,2 + 1 522,9 = 9 288,1 тыс.$..
15. Чистый поток наличности, формируется за счет прибыли от операции и амортизационных отчислений, за минусом инвестиционных затрат и налоговых выплат:
ЧПН = ПН–КВЛ.
16. Чистая текущая стоимость.
Ставку дисконта в данном проекте я принимаю равной 9% в соответствии с прогнозными показателями на 10 лет.
ЧТС |
ЧПН |
; |
i 0,09 |
||
(1 i) |
t |
||||
|
|
|
|||
|
|
|
|
ставка дисконта
Проект считается прибыльным если ЧТС>0
17. Cрок возмещения капитала (окупаемости), свидетельствует о том , за какой период времени проект возместит затраты.
|
ЧПН |
0 |
||
(1 i) |
t |
|||
|
|
|||
|
|
|
Анализируя полученные результаты можно сделать следующие выводы:
Для осуществления проекта необходимы инвестиции в размере
40329,2 тыс. $;
Эти капитальные вложения начнут окупаться на 6 году работы подземного хранилища газа;
Из расчета дисконтированного денежного потока, следует, что проект прибыльный (ЧТС>0).
Расчет эффективности капитальных вложений представлен в таблице
6.7.
Таблица 6.7 Расчет эффективности капитальных вложений
|
№ |
|
Наименование показателей |
|
Единица |
Величина |
|
|
|
|
|
|
измерения |
|
|
|
1 |
Объем хранимого газа в ПХГ |
|
млрд. м3/год |
0,5 |
|
|
|
2 |
Диаметр трубопровода |
|
мм. |
700 |
|
|
|
3 |
Число проектируемых ГПА |
|
шт. |
3 |
|
|
|
4 |
Капитальные вложения |
|
тыс. $ |
43 513 |
|
|
|
5 |
Эксплуатационные затраты |
|
тыс. $/год |
3 446,4 |
|
|
|
6 |
Производительность труда |
|
млн. м3/чел. |
3,4 |
|
|
|
7 |
Себестоимость хранения газа |
|
$./1000 м3 |
6,38 |
|
|
|
8 |
Показатели эффективности |
|
|
|
|
|
|
|
использования ОПФ: |
|
|
|
|
|
|
|
– |
фондоотдача |
|
$/м3 |
4,6 |
|
|
|
– |
фондовооруженность |
|
тыс. $./чел |
296,0 |
|
|
|
|
|
|
|
Лист |
|
|
|
|
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
11 |
||
Изм. Лист |
|
№ докум. Подпись Дата |
|
|
|||
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
9 |
Срок окупаемости |
лет |
6 |
10 |
Внутренняя норма рентабельности |
|
0,2 |
|
|
Лист |
|
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
12 |
Изм. Лист № докум. Подпись Дата |
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
|
Î |
öåí êà ï ðåäï î |
лагаем |
î ãî |
ï ðî |
|
|
Ãî äû |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
П о казатели |
|
|
|
|
|
|
|
Грузо о бо ро т |
|
|
|
|
|
|
п ро изво дства,ты с.м 3 |
|
200000 |
250000 |
300000 |
350000 |
||
|
Äî õî ä î ò ï ðî äàæè, |
|
18040 |
25294 |
32690 |
32847 |
|
|
òû ñ.$ |
|
|
|
|
|
|
|
Ин вестиции, |
43513 |
|
|
|
|
|
|
òû ñ.$ |
|
|
|
|
|
|
Эксп луатацио н н ы е |
|
3446,4 |
3394,5 |
3489,7 |
3647,7 |
||
|
затраты ,ты с. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Ам о ртизация, |
|
1522,9 |
1597,7 |
1853,4 |
2078,9 |
|
|
òû ñ.$ |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Í àëî ãí à |
|
435,1 |
461,7 |
486,3 |
501,2 |
|
|
н едвижим о сть, |
|
|
|
|
|
|
|
òû ñ.$ |
|
|
|
|
|
|
Балан со вая п рибы ль, |
|
10933,7 |
16766,6 |
22566,6 |
22534 |
||
|
òû ñ.$ |
|
|
|
|
|
|
Í |
àëî ãí à ï ðèáû ëü, |
|
2733,4 |
4191,6 |
5641,6 |
5633,5 |
|
|
òû ñ.$ |
|
|
|
|
|
|
|
Чистая п рибы ль, |
|
7765,2 |
12113,3 |
16438,7 |
16399,3 |
|
|
òû ñ.$ |
|
|
|
|
|
|
Ï |
о то к н аличн о сти, |
|
9288,1 |
13711 |
14585,3 |
14320,4 |
|
|
òû ñ.$ |
|
|
|
|
|
|
|
Чисты й п о то к |
|
|
|
|
|
|
|
н аличн о сти,ты с.$ |
-43513 |
|
|
|
14320,4 |
|
|
|
9288,1 |
13711 |
14585,3 |
|||
|
Чистая текущ ая |
|
|
|
|
|
|
|
ñòî èì î ñòü, |
-43513 |
8521,2 |
11540,3 |
|
|
|
|
òû ñ.$ |
11262,5 |
10144,9 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Î |
êóï àåì î ñòü òû ñ.$: |
-43513 |
-34991,8 |
-23451,5 |
-12189 |
-2044,1 |
åêòà |
|
6 |
7 |
400000 |
500000 |
33186 |
33400 |
3986,5 |
4200 |
2397,1 |
2600 |
524,1 |
548,7 |
27890,5 |
23337,8 |
|
|
6972,6 |
5834,4 |
20393,8 |
17100,1 |
22790,9 |
18511,6 |
22790,9 |
18511,6 |
14812,5 |
11037,9 |
12768,4 |
23806,3 |
Лист
Изм. Лист № докум. |
Подпись Дата |
ДР 70 05 71.113.3.12.ПЗ |
13 |
|