Презентация_Север_Проект_10_09_2021_002_002 (2)

1.

Всегда в движении!
Концепция развития системы транспорта газа
северной группы активов ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
ноябрь 2021 года
А.В. Драничников

2.

Цель работы
Целью данной работы является - выявление перспективных проблем пропускной
способности системы транспорта газа на основе цифровой гидравлической модели .
Разработка и обоснование оптимизационных мероприятий. Формирование концепции
развития газотранспортной системы северной группы активов ООО «ЛУКОЙЛПЕРМЬ».
Для достижения поставленных целей работы была разбита на 5 этапов
1 Этап
Анализ
актуальности
проблемы
транспорта и
утилизации
попутного
нефтяного газа в
Пермском крае и в
мире
2 Этап
Возможные пути
утилизации
попутного нефтяного
газа
3 Этап
4 Этап
Формирование
алгоритма выбора
стратегии развития
газотранспортной
системы
Анализ
перспективных
объемов добычи газа
и оценка пропускной
способности с
помощью
гидравлических
расчетов
5 Этап
Формирование
вариантов развития и
оценка экономической
эффективности
Выбор
оптимальной
стратегии
развития
газотранспортно
й системы
северной группы
активов системы
ООО «ЛУКОЙЛПЕРМЬ»
2

3.

Проблемы системы транспорта газа
Развитие новых технологий добычи нефти, обустройство новых
месторождений, подключение к добыче новых залежей приводит к изменению
уровней добычи ПНГ по направлениям и не всегда существующая
инфраструктура позволяет гибко реагировать на изменяющиеся объёмы и
обеспечивать сбор и транспортировку добываемого газа. Выявление
проблемных направлений, проработка экономически обоснованных вариантов
развития, своевременная инициация и реализация инвестиционных
мероприятий основная задача разработки концепции развития. Цель обеспечить максимальное использование попутно добываемого нефтяного газа.
На сегодняшний день в условиях ужесточения экологических норм проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ)
становится как никогда актуальной. С 2020 года в РФ был установлен повышающий коэффициент на штрафы – Кпр,
который равняется – 100 (п.5 ст.16.3 ФЗ-7 об охране окружающей среды), что значительно увеличивает размер штрафов за
сжигание ПНГ. Помимо выплаты штрафов предприятие, ведущее добычу на месторождении, может лишиться лицензии на
разработку месторождения. Данный риск связан с невыполнением требований лицензионного соглашения между
предприятием и государством. Кроме того, сейчас становится актуальным вопрос сокращения углеродного следа.
Сжигание ПНГ относится к прямым выбросам парниковых газов, возникающих при производстве и добыче, что является
основной долей при расчете углеродного следа предприятия.
2

4.

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
3

5.

Схема газотранспортной системы ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Для газотранспортной системы ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ключевыми
объектами являются ГРЭС, ГТЭС,
газоперерабатывающее производство
ООО «ЛУКОЙЛ-ПНОС», и потребители
природного газа.
Система транспорта газа ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» охватывает весь
Пермский край, на территории которого
ведут деятельность 12 цехов добычи
нефти и газа. Газотранспортная система
представлена газокомпрессорными
станциями (ГКС): 5 ГКС на севере и 6
ГКС на юге Пермского края и 22 ГКС
системы первичного сбора, а так же
2208 км. Межпромысловых
трубопроводов
4

6.

Возможные пути утилизации ПНГ
Способы
утилизации
Сжигание
Обратная
закачка в
нефтяной пласт
Глубокая
переработка
Электрогенераци
я
Капитальное вложения,
руб/м3
0,1
(строительство факельной
установки и подводящих
трубопроводов)
4,4
(система сбора
и нагнетания в
газовые скважины)
13,8
(максимальные
капитальные затраты на
создание всего комплекса
инфраструктуры:
система сбора ПНГ,
компрессорные станции и
газоперерабатывающие
мощности,
транспортировка СОГ
и ШФЛУ)
54,2
(система сбора ПНГ,
газотурбинные
установки)
Экономический эффект, руб/м3
- 2,8
(ущерб в размере штрафа от
сжигания)
0
(возможное увеличение
нефтеотдачи)
19,8—20,1
(усреднённый экономический
эффект — монетизация метана
(сухой
отбензиненный газ) как
топливного газа, монетизация
ШФЛУ как сырья для нефтехимии
с
дальнейшим производством
конечных изделий
из полимеров и синтетического
каучука)
3,6—5,2
(доход от собственной
электрогенерации)
Упущенная выгода,
руб/м3
от –2,8 до –22,6
(диапазон от экономии
на
штрафе до дохода от
продажи
нефтехимических
продуктов)
от –3 до –19,8
(диапазон от экономии
на
штрафе до дохода от
продажи
нефтехимических
продуктов)
0
(упущенная выгода
отсутствует (более
глубокая переработка в
рамках модели
невозможна)
от –2,4 до –14,6
(диапазон от доходов от
утилизации на мини-ГПЗ
до доходов от продажи
нефтехимических
продуктов)
Экологический ущерб,
млн т СО2
7,1
(выбросы в атмосферу
вредных веществ)
0
(экономический эффект
принят равный нулю)
0
(типичные выбросы
парниковых газов
CO2, CH4, NОx с ГПЗ
и нефтехимических
производств (по данным
РУПЕК) с учётом
коэффициентов
парникового эффекта
каждого газа)
1,2
(экологические риски
с углеродными выбросами
при масштабной
электрогенерации)
5

7.

Алгоритм выбора технологии
Лицензионный участок
Объем добычи нефти
Газовый фактор,
компонентный состав и
объем добычи ПНГ
Группировка
месторождений по
геолого-физическим
характеристиками и
территораильному
признаку
Определение
потенциально
возможных к
применению технологий
и оборудования
Исследование трудовых
ресурсов
Анализ российских и
зарубежных технологий
и оборудования
Анализ применяемых в
компании технологий и
оборудования
Экологическая оценка
вариантов
использования ПНГ
Экономическая оценка
вариантов
использования ПНГ
Выбор варианта на
основе проведенного
анализа
6

8.

Перспективные объемы добычи ПНГ и природного газа
Попутный нефтяной газ
Chart Title
1000000
800000
600000
400000
200000
0
Природный газ
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
7

9.

Перспективные объемы добычи газа по месторождениям
Северной группы активов
8

10.

Перспективные объемы добычи газа по месторождениям
Южной группы активов
9

11.

Сравнение перспективных объемов годовой перекачки газа по ГКС
газотранспортной системы Северной группы активов (Балансы 2018 и
2021)
10

12.

ГКС Павловка
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Перспективный расход, тыс.
м3
Перспективный расход, тыс.
м3
Сравнение перспективных объемов годовой перекачки газа по ГКС
газотранспортной системы Южной группы активов (Балансы 2018 и
2021)
ГКС Курбаты
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Год
ГКС Танып
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Год
Перспективный расход, тыс.
м3
Перспективный расход, тыс.
м3
Год
ГКС Кокуй
800000
700000
600000
500000
400000
300000
200000
100000
0
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Год
11

13.

Вариантная проработка стратегии развития газотранспортной
системы Северной группы активов
Вариант 1 «Базовый».
• По «базовому» варианту изменения в газотранспортной системе Северной группы активов ООО «ЛУКОЙЛПЕРМЬ» отсутствуют.
Вариант 2
• Предусматривает наличие изменений в газотранспортной системе Северной группы активов ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», а именно - реконструкцию выведенного из эксплуатации газопровода «Уньва –
Ольховка» и «Ольховка – Каменный Лог».
Вариант 3
• Предусматривает наличие изменений в газотранспортной системе Северной группы активов ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», а именно -строительство лупинга «ГРПБ – ПК167» с типоразмером 720х10 и
протяженностью 58,953 км.
Вариант 4
• Рассматривает отсутствие потребителя ГРЭС «Яйвинская» и предусматривает наличие изменений в
газотранспортной системе Северной группы активов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», а именно - строительство
лупингов «ПК10+91-ГРПБ» и «ГРПБ-ПК167».
Вариант 5
• Предусматривает перераспределение уровней добычи природного нефтяного газа на месторождениях
«Маговское» и «Усть-Долгинское» с целью сохранения максимально возможной загрузки газопровода с
ГКС «Маговская» в течении продолжительного времени.
9

14.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 2)
Результаты гидравлического расчета:
Объект
Расчетное давление, МПа
Допустимый диапазон по
давлению, МПа
ГКС «Маговская»
1,48
0,65 – 1,2
Техническое решение:
Технологическое решение:
Строительство
газопровода
типоразмера 630х7 мм,
L – 19 км
(восстановление ранее
выведенного из
эксплуатации
трубопровода)
Направить ПНГ с ППКС
«Уньва» в выведенный из
эксплуатации газопровод
«Уньва – Ольховка» и
«Ольховка – Каменный Лог» и
далее в выкидную линию
ППКС «Каменный Лог»
Вариант 2: NPV = - 493,5 млн долл.
14

15.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 2)
Схема модернизации газотранспортной системы Северной группы
активов
15

16.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 3)
Результаты гидравлического расчета:
Объект
Расчетное
давление, МПа
Допустимый
диапазон по
давлению, МПа
ГКС
«Маговская»
1,36
0,65 – 1,2
Техническое решение:
Строительство лупинга «ГРПБ – ПК167» с
типоразмером 720х10 мм и
протяженностью 58,953 км
Вариант 3: NPV = - 172,9 млн долл.
16

17.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 3)
Схема модернизации газотранспортной системы Северной группы
активов
17

18.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 4)
Результаты гидравлического расчета:
Объект
Расчетное
давление, МПа
Допустимый диапазон
по давлению, МПа
ГКС «Уньва»
0,73
0,4 – 0,7
ДНС-0403 «Пихта»
0,63
0,1 – 0,41
НГСП-0406 «Ольховка»
0,5
0,1 – 0,46
Техническое
Строительство
лупинга «ГРПБ – ПК167» с
решение:
типоразмером 720х10 мм и протяженностью 58,953
км
Строительство лупинга «ПК10+91 – ГРПБ» с
типоразмером 530х8 мм и протяженностью 84,237
км
Вариант 4: NPV = - 477,7 млн долл.
18

19.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 4)
Схема модернизации газотранспортной системы Северной группы
активов
19

20.

Предусматривает перераспределение уровней добычи природного нефтяного газа на месторождениях «Маговское» и
«Усть-Долгинское» с целью сохранения максимально возможной загрузки газопровода с ГКС «Маговская» в течении
времени нефтяного и природного
Ожидаемые и предлагаемые уровни продолжительного
транспортировки попутного
газа
800
700
600
500
400
300
200
100
0
2021
2025
ГКС «Маговская»
2029
2033
2037
Год
Поставка с Усть-Долгинского месторождения
2041
2045
2049
ЦГСП «Маговское»
Суммарный объем поставки газа
Максимальная пропускная способность
Суточный объем перекачки газа, тыс. м3/сут
Суточный объем перекачки газа, тыс. м3/сут
Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 5)
600
500
400
300
200
100
0
2021
2025
2029
2033
2037
2041
2045
2049
Год
ГКС «Маговская»
ЦГСП «Маговское»
Поставка с Усть-Долгинского месторождения
Суммарный объем поставки газа
Ожидаемые уровни транспортировки
ПНГ и природного газа
Год
Объем газа, тыс. м3
2022
278,97
54943,8
42199,8
31029
19943,2
11075,2
2054,22
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Предлагаемое перераспределение
суточных объемов перекачки природного
% от суммарного объема газа, перекачиваемого с ГКС «Маговская», ЦГСП
«Маговское», с Усть-Долгинского
газа
месторождения
0,14
22,09
17,88
13,8
9,33
5,41
1,05
Вариант 5: NPV = - 2,86 млн долл.
20

21.

Вариантная проработка стратегии развития газотранспортной
системы Южной группы активов
Расчет 1: Система транспорта на ГКС «Кокуй».
• Вариант 1 – «Базовый». По «базовому» варианту изменения в газотранспортной системе Южной группы активов ООО
«ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» отсутствуют.
• Вариант 2. Реконструкция газопровода «Т.вр. ДНС-1024 – ГКС «Кокуй» – увеличение диаметра трубопровода до
720х10, протяженность 7,7 км.
• Вариант 3. Перевооружение ГКС «Павловка» (Инвест.программа), Перевооружение ГКС «Танып» (Требуется изменение
инвест. программы), Перевооружение ГКС «Константиновка» (Дополнительные затраты).
Вариант 2
• Предусматривает наличие изменений в газотранспортной системе Северной группы активов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», а
именно - реконструкцию выведенного из эксплуатации газопровода «Уньва – Ольховка» и «Ольховка – Каменный Лог».
Вариант 3
• Предусматривает наличие изменений в газотранспортной системе Северной группы активов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», а
именно -строительство лупинга «ГРПБ – ПК167» с типоразмером 720х10 и протяженностью 58,953 км.
Вариант 4
• Рассматривает отсутствие потребителя ГРЭС «Яйвинская» и предусматривает наличие изменений в
газотранспортной системе Северной группы активов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», а именно - строительство лупингов
«ПК10+91-ГРПБ» и «ГРПБ-ПК167».
Вариант 5
• Предусматривает перераспределение уровней добычи природного нефтяного газа на месторождениях «Маговское» и
«Усть-Долгинское» с целью сохранения максимально возможной загрузки газопровода с ГКС «Маговская» в течении
продолжительного времени.
9

22.

Выводы
Все из рассматриваемых вариантов проведения мероприятий
по оптимизации газотранспортной системы Северной группы
активов имеют отрицательные значения NPV.
Наиболее предпочтительным вариантом является Вариант 5,
т.к. отрицательное значение NPV в данном варианте
обусловлено наличием упущенной выгоды за счет снижения
поставки природного газа с ЦГСП «Маговское» и с УстьДолгинского месторождения в период с 2023 по 2028 год
включительно и появлением положительного значения
денежного потока только в 2029 году. При данном варианте у
компании отсутствует прямые финансовые затраты.
17

23.

Всегда в движении!

24.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 2)
Год
Дополнительная поставка газа,
тыс.м3
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
0
278.97
13140
13140
13140
13140
11075.195
2054.22
0
0
0
Стоимость поставки газа, руб/тыс.м3
3999
4132.3
4194.718
4319.766
4368.431
4473.379
4538.971
4678.83
4745.48
4896.13
5018.533
55118597.
86
56761729.
83
57401188.
97
58780196.
51
50269986.
64
9611346.1
63
0
0
0
68.2
69.2
70.2
71.2
71.2
71.2
71.2
71.2
71.2
820256.21
1
820.26
817680.75
5
817.68
825564.55
8
825.56
706039.13
8
706.04
134990.81
7
134.99
0
0
0
0.00
0.00
0.00
0
0
0
0
0
0
0
0
Выручка, руб.
0
1152785.6
65
Номинальный курс национальной
валюты, руб./$
63.8
66.6
Выручка, долл.
0
17309.094
Выручка, тыс. долл.
Инвестиционные расходы (в ценах
2021 года), тыс. руб
0.00
17.31
808190.58
4
808.19
2028791.02
0
0
Инвестиционные расходы, тыс.долл.
31799.232
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Индекс цен промышленности
Операционные расходы, тыс.руб.
Операционные расходы, тыс.долл.
Амортизация, тыс. долл.
Объем сжигания, тыс.м3
Штрафы за сжигание
1
0
0
1059.974
0
579.99
1.05
17.868
0.268
1059.974
0
579.99
1.04
833.602
11.708
1059.974
6803235
579.99
1.04
702.61
9.868
1059.974
0
579.99
1.025
128.44
1.804
1059.974
0
579.99
1.025
0
0
1059.974
0
579.99
1.025
0
0
1059.974
0
579.99
1.025
0
0
1059.974
0
579.99
0
0
1.05
841.617
12.162
1059.974
29059840
579.99
243560.93
4
1.04
833.602
11.875
1059.974
17889015
579.99
Сумма уплаты штрафов
1.05
841.617
12.34
1059.974
41803815
579.99
355510.18
6
147798.43
55418.655
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4267.2
0
4409.44
0
4661.408
0
148052.60
4843.385
0
4992.624
0
5063.744
0
5224.498
0
5355.11
0
-1042.93
4609.479
0
243812.81
48762.563
195050.25
193990.28
4773.394
0
-32859.21
4476.044
0
355774.31
71154.862
284619.45
283559.47
-55664.77
-363.80
-926.79
-1059.97
-1059.97
-1059.97
11132.955
-72.7607
-185.358
-211.995
-211.995
-211.995
-44531.82
-291.04
-741.43
-847.98
-847.98
-847.98
-43471.84
768.93
318.54
211.99
211.99
211.99
0
0
0
0
0
0
0
0
0
283559.47
0.76
193990.28
0.66
127551.75
6
405365.72
3
117382.10
0.57
-43471.84
768.93
318.54
211.99
211.99
211.99
0.50
0.43
0.38
0.33
0.28
0.25
67113.599
-21613.19
332.43
119.753
69.302
60.262
52.402
472479.32
2
494092.51
2
493760.08
1
493640.32
9
493571.02
7
493510.7
65
493458.36
3
Объем снижения поставки газа на
ГРЭС
Стоимость газа на ГРЭС
Налогооблагаемая прибыль,
тыс.долл.
Налог на прибыль, тыс.долл.
Чистая прибыль, тыс. долл
-208.587
-32859.21
-834.35
-31799.23
225.63
-31799.232
0
Чистый денежный поток, тыс.долл.
-63598.46
225.63
Коэффициент дисконтирования
1.00
0.87
Операционный денежный поток,
тыс. долл
Инвестиционный денежный поток,
тыс.долл
Дисконтированный чистый
денежный поток, тысс.долл
-63598.465
196.198
-214411.7
Накопленный дисконтированный
чистый денежный поток, тыс.долл
-63598.465
63402.266
277813.96
7
NPV (чистый приведённый доход),
тыс. долл.
- 493 458.36
-29610.52
118442.08
117382.10
Вариант 2: NPV = - 493,5 млн долл.
24

25.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 3)
Год
Дополнительная поставка газа,
тыс.м3
Стоимость поставки газа,
руб/тыс.м3
2021
2022
2023
2024
2025
0
278.97
22082.5
22082.5
22082.5
3999
4132.3
4194.718
4319.766
Выручка, руб.
0
1152785.
665
92629865
.84
Номинальный курс национальной
валюты, руб./$
63.8
66.6
Выручка, долл.
0
Выручка, тыс. долл.
Инвестиционные расходы (в ценах
2021 года), тыс. руб
Инвестиционные расходы,
тыс.долл.
Индекс цен промышленности
Операционные расходы, тыс.руб.
Операционные расходы, тыс.долл.
Амортизация, тыс. долл.
2026
19943.23
5
2027
11075.19
5
4368.431
4473.379
95391240
.41
96465887
.02
68.2
69.2
0.00
17309.09
4
17.31
1358209.
177
1358.21
5695702
0
89274.3260
2
1
0
0
2975.81086
7
2028
2029
2030
2031
2054.22
0
0
0
4538.971
4678.83
4745.48
4896.13
5018.533
89213643
.26
50269986
.64
9611346.
163
0
0
0
70.2
71.2
71.2
71.2
71.2
71.2
71.2
1378486.
133
1378.49
1374157.
935
1374.16
1253000.
608
1253.00
706039.1
38
706.04
134990.8
17
134.99
0
0
0
0.00
0.00
0.00
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1.05
17.868
0.268
1.05
1414.384
20.739
1.05
1414.384
20.439
1.04
1400.914
19.956
1.04
1265.199
17.7696
1.04
702.61
9.868
1.025
128.44
1.804
1.025
0
0
1.025
0
0
2975.811
2975.811
2975.811
2975.811
2975.811
2975.811
2975.811
2975.811
1.025
0
0
2975.81
1
20117.34
8946.515
0
0
0
0
0
0
579.99
168.61
579.99
73.916
579.99
0
579.99
0
579.99
0
579.99
0
579.99
0
579.99
0
0
0
2975.811
Объем сжигания, тыс.м3
0
0
Штрафы за сжигание
Сумма уплаты штрафов
Объем снижения поставки газа на
ГРЭС
579.99
0
579.99
0
32861.31
5
579.99
279.461
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Стоимость газа на ГРЭС
4267.2
4409.44
4476.044
4609.479
4661.408
4773.394
4843.385
4992.624
5063.744
Упущенная выгода
Налогооблагаемая прибыль,
тыс.долл.
Налог на прибыль, тыс.долл.
Чистая прибыль, тыс. долл
Операционный денежный поток,
тыс. долл
0
0
0
0
0
0
0
0
0
5224.49
8
0
-92250.14
-2958.77
-1917.80
-1786.37
-1695.52
-1740.58
-2279.64
-2842.62
-2975.81
-2975.81
-2975.81
-92250.14
-591.754
-2367.02
-383.56
-1534.24
-357.275
-1429.10
-339.105
-1356.42
-348.116
-1392.46
-455.928
-1823.71
-568.525
-2274.10
-595.162
-2380.65
-595.162
-2380.65
-595.162
-2380.65
-89274.33
608.79
1441.57
1546.71
1619.39
1583.35
1152.10
701.71
595.16
595.16
595.16
89274.3260
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Инвестиционный денежный поток,
тыс.долл
5355.11
0
Чистый денежный поток,
тыс.долл.
Коэффициент дисконтирования
Дисконтированный чистый
денежный поток, тысс.долл
-178548.65
608.79
1441.57
1546.71
1619.39
1583.35
1152.10
701.71
595.16
595.16
595.16
1.00
178548.652
0.87
0.76
0.66
0.57
0.50
0.43
0.38
0.33
0.28
0.25
529.387
1090.034
1016.988
925.892
787.203
498.084
263.799
194.56
169.182
147.115
Накопленный дисконтированный
-
178019.2
176929.2
175912.2
174986.3
174199.1
173701.0
173437.2
173242.7
173073.
25
172926.4
- = - 172,9
- долл.Вариант
3: NPV
млн

26.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 4)
Год
Дополнительная поставка газа,
тыс.м3
2021
156148.05
9
2022
172483.26
9
2023
172483.26
9
2024
172483.26
9
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
79923.649
27773.909
0
0
0
0
0
Стоимость поставки газа, руб/тыс.м3
3999
4132.3
4194.718
4319.766
4368.431
4473.379
4538.971
4678.83
4745.48
4896.13
5018.533
Выручка, руб.
62443608
5.9
712752610
.4
72351871
4.9
74508741
9.1
34914097
8
12424321
1.5
0
0
0
0
0
71.2
71.2
71.2
71.2
Номинальный курс национальной
валюты, руб./$
Выручка, долл.
Выручка, тыс. долл.
Инвестиционные расходы (в ценах
2021 года), тыс. руб
63.8
66.6
68.2
69.2
70.2
71.2
71.2
9787399.4
66
9787.40
10701991.
15
10701.99
10608778.
81
10608.78
10767159.
24
10767.16
4973518.2
05
4973.52
1744988.9
26
1744.99
0
0
0
0
0
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
13772998
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Индекс цен промышленности
Операционные расходы, тыс.руб.
Операционные расходы, тыс.долл.
Амортизация, тыс. долл.
Объем сжигания, тыс.м3
Штрафы за сжигание
Сумма уплаты штрафов
Объем снижения поставки газа на
ГРЭС
Стоимость газа на ГРЭС
215877.71
2
1
9525.032
149.295
7195.924
0
579.99
0
297310.34
9
4267.2
1.05
11047.553
165.879
7195.924
59290.345
579.99
516.333
347507.33
9
4409.44
1.05
11047.553
161.988
7195.924
55466.86
579.99
471.704
306046.25
9
4476.044
1.05
11047.553
159.647
7195.924
0
579.99
0
271127.43
9
4609.479
1.04
5070.356
72.227
7195.924
0
579.99
0
235407.44
4
4661.408
1.04
1761.977
24.747
7195.924
0
579.99
0
205826.38
4
4773.394
1.04
0
0
7195.924
0
579.99
0
180236.59
9
4843.385
1.025
0
0
7195.924
0
579.99
0
142231.33
8
5063.744
1.025
0
0
7195.924
0
579.99
0
126752.41
9
5224.498
1.025
0
0
7195.924
0
579.99
0
120809.70
8
5355.11
Упущенная выгода
19885.309
23007.699
20086.168
18060.062
15631.483
13799.022
12260.607
10115.493
9300.811
9086.367
Налогооблагаемая прибыль,
тыс.долл.
233320.84
-20183.84
-17307.00
-14648.47
-17926.12
-19274.70
-19456.53
-17311.42
-16496.73
-16282.29
-4036.769
-3461.4
-2929.695
-3585.223
-3854.941
-3891.306
-3462.283
-3299.347
-3256.458
-16147.08
-13845.60
-11718.78
-14340.89
-15419.76
-15565.22
1.025
0
0
7195.924
0
579.99
0
160358.3
34
4992.624
11244.50
7
18440.43
3688.086
14752.34
-13849.13
-13197.39
-13025.83
-8951.15
-6649.68
-4522.85
-7144.97
-8223.84
-8369.30
-7556.42
-6653.21
-6001.46
-5829.91
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-8951.15
-6649.68
-4522.85
-7144.97
-8223.84
-8369.30
-7556.42
-6653.21
-6001.46
-5829.91
0.87
7783.6101
69
449786.23
8
0.76
0.66
0.57
0.50
0.43
0.38
0.33
0.28
0.25
-2174.946
-1705.991
-1441.064
474596.02
7
476302.01
7
477743.08
2
Инвестиционные расходы, тыс.долл.
Налог на прибыль, тыс.долл.
Чистая прибыль, тыс. долл
Операционный денежный поток, тыс.
долл
Инвестиционный денежный поток,
тыс.долл
Чистый денежный поток, тыс.долл.
Коэффициент дисконтирования
Дисконтированный чистый
денежный поток, тысс.долл
Накопленный дисконтированный
чистый денежный поток, тыс.долл
NPV (чистый приведённый доход),
тыс. долл.
233320.84
226124.92
215877.71
2
442002.63
1.00
442002.62
8
442002.62
8
- 477
743.08
-5028.113
-2973.85
-4085.159
-4088.702
-3618.28
2840.738
454814.35
2
457788.20
2
461873.36
1
465962.06
3
469580.34
3
472421.0
8
Вариант 4: NPV = - 477,7 млн долл.
26

27.

Варианты развития газотранспортной системы Северной группы
активов (вариант 5)
Год
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Дополнительная поставка газа, тыс.м3
0.000
0.000
0.000
0.000
139.485
139.485
Стоимость поставки газа, руб/тыс.м3
3999.000
4473.379
Выручка, руб.
0.000
0.000
Номинальный курс национальной валюты,
руб./$
63.800
71.200
71.200
71.200
71.200
Выручка, долл.
0.000
0.000
0.000
0.000
9296.659 9591.791
2027
2028
2029
13735.95
11075.19
19943.235
4
5
2030
2031
2054.220
0.000
4538.97 4678.83
5018.53
4745.480 4896.130 5018.533 5018.533 5018.533 5018.533
1
0
3
661922.0 682935.4 68934342 100085791 5558123 10309171.7
0.000
0.000
0.000
91
91
.850
.205
6.160
07
71.200
71.200
71.200
71.200
71.200
968178.9 1405699.3 780635.3
144791.737
73
15
39
968.179
1405.699 780.635
144.792
71.200
0.000
Выручка, тыс. долл.
0.000
0.000
0.000
0.000
9.297
9.592
Инвестиционные расходы (в ценах 2021 года),
тыс. руб
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Инвестиционные расходы, тыс.долл.
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Индекс цен промышленности
1.000
1.040
1.040
1.025
1.025
1.025
1.025
1.025
1.025
1.025
1.025
Операционные расходы, тыс.руб.
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Операционные расходы, тыс.долл.
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Амортизация, тыс. долл.
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Объем сжигания, тыс.м
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Штрафы за сжигание
579.990
579.990
579.990 579.990
579.990
579.990
579.990
579.990
579.990
579.990
579.990
Сумма уплаты штрафов
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Объем снижения поставки газа
0.000
19943
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Упущенная выгода, тыс. долл.
0.000
1253
0.000
2054.22
11075
0
706.039 134.991
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
Налогооблагаемая прибыль, тыс.долл.
0.000
9.297
1.859
7.437
9.592
1.918
7.673
968.179
193.636
774.543
1405.699
281.140
1124.559
780.635
156.127
624.508
144.792
28.958
115.833
0.000
0.000
0.000
7.437
7.673
774.543
1124.559
624.508
115.833
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
7.437
7.673
774.543
1124.559
624.508
115.833
0.000
0.376
0.327
0.284
0.247
0.247
0.247
0.247
0.247
2.431
2.181
191.455
277.974
154.369
28.632
0.000
3
Чистая прибыль, тыс. долл
0.000
-1253
-706.039 -134.991
-250
-141.208 -26.998
-1002.400 -564.831 -107.993
Операционный денежный поток, тыс. долл
0.000
-1002.400 -564.831 -107.993
Инвестиционный денежный поток, тыс.долл
0.000
Чистый денежный поток, тыс.долл.
0.000
Коэффициент дисконтирования
1.000
Дисконтированный чистый денежный поток,
тысс.долл
0.000
-498.370 -244.192 -40.598
Накопленный дисконтированный чистый
денежный поток, тыс.долл
0.000
-4823.517 5067.70 5108.30 -5105.876 -5103.695 -4912.239 -3039.217
-2856.216 2856.21
2884.849
9
7
6
NPV (чистый приведённый доход), тыс. долл.
-2856.216
Налог на прибыль, тыс.долл.
0.000
0.000
0.000
-1002.400 -564.831 -107.993
0.497
0.432
Вариант 5: NPV = - 2,86 млн долл.
27