готовки вуглеводнів - на 1 тонну видобутої рідини, видобуток води з водозабірних свердловин - на м 3 забраної води і т.д.
Споживання електроенергії на інші потреби (в офісі, вахтовому селищі, освітлення прожекторами на промислі, витрати допоміжних служб і т.д.) прийнято у розмірі 2.0% від прямих витрат.
Для визначення нормативів витрат вуглеводнів на власні потреби, а також їх втрати на всіх етапах виробництва: видобутку, зборі, транспортуванні та підготовці, також використані і фактично сформовані рівні, і показники технологічних розрахунків.
Проектування податкових зобов'язань, які несе підприємство, существляется за прийнятими в якості нормативів ставками податків та інших обов'язкових платежів. Величина нормативів визначена відповідно до укладеного Контрактом на надрокористування.
У таблиці №5.3 наведено коефіцієнти інфляції/дефляції, які були застосовані в розрахунках. За термін початку інфляції прийнятий кінець 2003року.
Інфляційна ставка на зміну капітальних вкладень, експлуатаційних витрат становить 3% на рік, а на ціну нафти, витрат на транспорт нафти і газу - 2% на рік.
При розрахунку нормативів прийняті наступні курси валюти:
рік - 119.65 тенге/$ США;
рік - 142.16 тенге/$ США;
рік - 146.73 тенге/$ США;
рік - 152.73 тенге/$ США;
На момент розрахунку - 145.0 тенге/$ США.
Для спрощення розрахунків прийнято, що протягом проектного періоду курс залишиться незмінним.
. 2 Економічні показники варіантів розробки
У даному розділі наведено розрахунок економічної ефективності трьох технологічних варіантів Технологічної схеми розробки родовища Акінген, яке розробляється ВАТ «Ембамунайгаз», НГВУ «Кульсаринефть». У розрахунку відображені дохідна частина і прямі витрати на операційні та поточні витрати; податки та відрахування в спеціальні та інші фонди, а також капітальні вкладення необхідні для реалізації даного проекту. Визначено суму як експлуатаційних витрат, валового доходу, так і оподатковуваного прибутку.
Такий розрахунок необхідний для визначення доходів держави Республіки Казахстан та Замовника технологічної схеми і є коректним.
Варіанти відрізняються системами розробки.
Економічна частина Технологічної схеми розробки розрахована на основний термін розробки.
Першим роком реалізації технологічної схеми прийнятий 2003 год.
Відповідно до маркетингом ВАТ «Ембамунайгаз», 22,0% нафти реалізується на місцевий ринок, 15% в ближнє зарубіжжя і 63% в далеке зарубіжжя.
Ціна нафти, прийнята в технологічній схемі, визначена відповідно до існуючої тенденцією зміни ціни нафти на світовому ринку та фактичними цінами реалізації нафти даним підприємством за попередні періоди і ринками збуту продукції. Проектована базова ціна продажу нафти на місцевому ринку встановлена ??на рівні 75 $/т., В ближнє зарубіжжя 105 $/т., В далеке зарубіжжя 155 $/т. Базовий тариф на транспортування нафти на зовнішній ринок (з ПДВ) прийнятий у розмірі 33.1 $/т.
Усі вартісні показники, які застосовуються в розрахунках, наведені в поточних цінах з перекладом національної валюти тенге в долари США для спрощення подальших розрахунків.
Передбачається, що на весь період розрахунку обмінний курс національного банку Республіки Казахстан буде незмінним.
Розрахунок зроблений як в поточних (з урахуванням інфляції), так і в розрахункових (з урахуванням дефляції) цінах. Інфляція для розрахунку вартості капітальних вкладень, і експлуатаційних витрат прийнята в середніх межах - 0,5-1% на рік, а цін на нафту і газ і транспорт нафти в розмірі - 2% на рік. За базу розрахунку інфляції/дефляції був прийнятий 2003год. Так як рік початку інфляції однаковий і для цін на продукцію, і на вартість капітальних вкладень і експлуатаційних витрат, то ціни з урахуванням дефляції виступають, в даному випадку, як незмінні ціни.
У розрахунках враховано, що забезпечення необхідних обсягів фінансування капітальних вкладень в облаштування та розробку родовища буде здійснюватися за рахунок: реінвестиції чистого прибутку і використання амортизаційних відрахувань ВАТ «Ембамунайгаз».
Розрахунок капітальних вкладень проводився за наступними напрямками:
витрати на буріння нових видобувних свердловин;
витрати на капітальний ремонт і зарізання друге стовбурів;
витрати на ГІС;
облаштування нових видобувних і нагнітальних свердловин;
викидні нафтові ...
