3 Экономическая часть

3.1 Расчет стоимости основных средств нефтепровода «Сургут – Горький»

Исходные данные для расчёта технико–экономических показателей нефтепровода:

Годовая производительность нефтепровода Q=12×10, т./год;

Длина нефтепровода L = 1600, км;

Диаметр нефтепровода d =1020, мм.

3.1.1 Затраты на разбивку и отвод трассы

На 1 км – 1,00 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×1 = 1600 тыс. руб.

3.1.2 Затраты на подготовку трассы

На 1 км – 0,25 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×0,25 = 400 тыс. руб.

3.1.3 Затраты на развозку труб

На 1 км – 4000 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×4000 = 6 400.000 тыс. руб.

3.1.4 Затраты на рытьё и засыпку траншеи

На 1 км – 10000 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×10000 = 1600 тыс. руб

3.1.5 Стоимость труб

а) Необходимый запас труб на потери, отходы и др. составляют 1% от длины нефтепровода

L1 = L×1% / 100

L1 = 1600×1% / 100 = 16 км.

б) Аварийный запас труб составляет 0.5% от длины нефтепровода

L2 = L×0,5% / 100

L2 = 1600×0,5% / 100 = 8 км.

в) Общая длина труб, требуемая для нефтепровода

Lобщ = L + L1 + L2

Lобщ = 1600 + 16 + 8 = 1624 км.

г) Общий вес труб

1 м трубы весит m=273,7кг,

Lобщ × m × 1000 / 1000

1624 × 273,7 × 1000 / 1000 = 444 489 тыс. тонн.

д) Общая стоимость труб

1 т стоит – 193 тыс. руб.

Общая стоимость = 444 489 ×193 = 85 786 тыс. руб.

3.1.6 Затраты на сборку и монтаж нефтепровода

На 1 км – 1,65 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×1,65= 2640 тыс. руб.

3.1.7 Затраты на изоляционно–укладочные работы

На 1 км – 4400 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×4400 = 7 040 000 тыс. руб.

3.1.8 Затраты на установку линейной арматуры

На 1 км – 3,2 тыс. руб.

На 1600 км = 1600 × 3,2 = 5 120 тыс. руб.

3.1.9 Затраты на продувку и испытания нефтепровода

На 1 км – 0,30 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×0,30 = 480 тыс. руб.

3.1.10 Затраты на устройство электрозащиты

На 1 км – 0,57 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×0,57 = 912 тыс. руб.

3.1.11 Затраты на прокладку линии связи

На 1 км – 9,0 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×9,0 = 14 400 тыс. руб.

3.1.12 Затраты на проезд вдоль трассы

На 1 км – 0,5 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×0,5= 800 тыс. руб.

3.1.13 Затраты на временные здания

На 1 км – 2,00 тыс. руб.

На 1600 км = 1600×2,00 = 3200 тыс. руб.

Таблица 1 – Смета сооружения линейной части нефтепровода

3.1.14 Общая стоимости основных средств в линейную часть нефтепровода К_лин, определяют по формуле:

тыс. руб.,

тыс. руб.,

где К_лин – стоимость основных средств на линейную часть нефтепровода см.

табл.1;

К_пз – прямые затраты;

К_нр – накладные расходы планируемые в размере 16.2% от стоимость

основных средств на линейную часть К_пз ;

К_пр – плановые накопления планируются в размере 8% от суммы К_пз и К_нр;

К_непр – непредвиденные расходы планируются в размере 10% от суммы К_пз,

К_нр и К_пр.

3.1.15 Накладные расходы К_нр, тыс.руб., определяют по формуле:

тыс. руб.

3.1.16 Плановые накопления К_пн тыс.руб., определяют по формуле:

3.1.17 Непредвиденные расходы К_непр, тыс.руб., определяют по формуле:

Таблица 2 – Затраты на наземно–площадную часть

3.1.18 Стоимость основных средств нефтепровода К_общ состоят из К_лин и К_нпс.

3.2 Расчёт эксплуатационных расходов и себестоимости перекачки

3.2.1 Численность работников

На ГПС = 60 чел.;

На ППС = 40 чел.

3.2.2 Эксплуатационные расходы на линейную часть нефтепровода С_э.лин, тыс.руб., определяют по формуле:

где З_п – заработная плата;

А – амортизационные отчисления;

Т_р – затраты на текущий ремонт.

тыс. руб.

3.2.3 Зарплата З_п, определяют по формуле:

тыс. руб.

где З_пр = 120 руб./км. – зарплата линейных работников;

З_рб = 1200 руб./км. – зарплата ремонтной бригады;

L, км. – длина нефтепровода.

3.2.4 Амортизационные отчисления А, тыс. руб., определяют по формуле:

где Н_а=3,5% – норма амортизации;

тыс. руб.

3.2.5 Затраты на текущий ремонт Т_р, тыс. руб., определяют по формуле:

где Н_р=0,3% – норма затрат на текущий ремонт;

тыс. руб.

Таблица 3 – Зарплата на ГПС и ППС

3.2.6 Эксплуатационные расходы на НПС С_энпс, определяем по формуле:

где З_п – заработная плата;

А – амортизационные отчисления;

Т_р – затраты на текущий ремонт;

Е – затраты на электроэнергию;

Т – затраты на топливо;

П – убытки от потерь;

Н – прочие расходы;

тыс.руб.

3.2.7 Амортизационные отчисления А, определяют по формуле:

,

где К_нпс, тыс. руб. – стоимость основных средств на НПС, см. таблицу 2,

Н_а=8,5% – норма амортизации;

тыс. руб.

3.2.8 Затраты на текущий ремонт Т_р, определяют по формуле:

,

Н_р=1,3% – норма затрат на текущий ремонт;

тыс. руб.

3.2.9 Затраты на электроэнергию Е, определяют по формуле:

,

Н=17,2% – норма затрат на электроэнергию;

Ц=0,02 руб./кВт – оптовая цена за электроэнергию;

тыс. руб.

3.2.10 Затраты на топливо Т определяют по формуле:

,

где Н_гпс – норма годового расхода на ГПС (1000т);

Н_ппс – норма годового расхода на ППС (400т);

N – число ППС;

Ц = 20руб./кВт. – оптовая цена за электроэнергию.

тыс. руб.

3.2.11 Убытки от потерь П определяют по формуле:

,

где Н = 0,006% – норма потерь на 100 км;

Ц = 20 руб./т – отпускная цена;

L, км. – длина нефтепровода.

тыс. руб.

3.2.12 Прочие расходы Н, определяют по формуле:

тыс. руб.

где З_нпс,– заработная плата на НПС, см. таблицу 3.

3.2.13 Себестоимость перекачки S_yg, коп./тонн.км., определяют по формуле:

где С_элин, – эксплуатационные расходы на линейную часть нефтепровода, см. пункт 3.2.2;

С_энпс, – эксплуатационные расходы на НПС, см. пункт 3.2.6;

Таблица 4 – Структура эксплуатационных расходов

3.3 Расчёт технико–экономических показателей нефтепровода

3.3.1 Прибыль П, определяют по формуле:

где М – размер оплаты по тарифу, М = 0,219 коп./т км,

S_yg, – себестоимость перекачки, см. пункт 2.2.13;

тыс. руб.

3.3.2 Рентабельность Р, определяют по формуле:

где П – прибыль, см. пункт 3.3.1;

.

3.3.3 Производительность труда ПТ, т./чел, определяют по формуле

где Ч – число рабочих на ГПС и ППС.

т./чел.

3.3.4 Фондоотдачу Ф_о, руб./руб., определяют по формуле:

где Q, млн.т./год – годовая производительность нефтепровода;

L, км – длина нефтепровода;

М – размер оплаты по тарифу, М = 0,119 коп. /ткм;

К_общ, тыс.руб. – общая стоимость основных средств в линейную часть

нефтепровода, см. пункт 3.1.14.

руб./руб.

Таблица 5 – Технико–экономический показатель нефтепровода

Цены 1984 года пересчитываем на 1991 год, умножая на коэффициент k = 1,17. Полученный результат пересчитываем на 2017 год, умножая на коэффициент k = 19.

Вывод: Эксплуатация нефтепровода «Сургут – Горький» экономически выгодно, т. к. прибыль составляет 892045,4.