 |
 |
|
|
|
|
|
Общая информация |
|
|
|
|
| Компания |
| ОАО "Меретояханефтегаз" |
|
| Название проекта |
| Освоение Меретояхинского месторождения. |
|
| Место реализации проекта |
| Западно-Сибирская равнина, Надымский р-н |
|
| Отрасль |
| Нефтегазовая |
|
| Полная стоимость проекта |
| $83,633,000 |
|
| Потребность в инвестициях |
| $83,600,000 |
|
| Форма инвестиций |
| Кредит |
|
| Срок oкупаемости, месяцев |
| 92 |
|
| Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
| 28 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Контактнaя информация |
|
|
|
|
| Контактные лица |
| Ведущий специалист информационно-аналитического отдела департамента инвестиций и фондового рынка СТЕПАНОВА Ирина Викторовна |
|
| Телефон(ы) |
| (34591) 3-03-17 |
|
| Факс(ы) |
| (34591) 3-03-17 |
|
| E-mail |
| habarov@yamalinvest.ru |
|
| WWW |
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Аннотация |
|
|
|
|
Проект представлен в основном и альтернативном вариантах. Более привлекательным является по мнению департамента инвестиций альтернативный вариант, и поэтому в анкете представлены его показатели. Для более детального ознакомления с проектом - смотрите дополнительные материалы.
Целью реализации проекта является вовлечение в промышленную разработку запасов углеводородного сырья Меретояхинского лицензионного участка ОАО "Меретояханефтегаз".
Меретояхинский лицензионный участок расположен в северной части Западно-Сибирской равнины, в междуречье рек Надым и Пурпе. В административном отношении рассматриваемая территория относится к Надымскому району ЯНАО. Ближайшим населенным пунктом является г. Губкинский, находящийся восточнее на расстоянии 100 км. Геологоразведочные работы в пределах лицензионного участка проводились в период 1986-1995 гг. Суммарная оценка перспективных ресурсов по нефти на территории Меретояхинскго месторождения составляет 26,4 млн. тонн.
В инвестиционном меморандуме, составленном ОАО "Сибирским научно-аналитическим центром" предусматривается за 20 лет добыть 7,792 млн. тонн нефти и выработать 5015 млн. кВт./ч. электроэнергии при фонде скважин в 147 единиц и продолжительности их разбуривания в 7 лет.
Разработку участка предполагается вести 115-ю эксплуатационными добывающими и 32-мя нагнетательными скважинами, объединенными в кусты. Кроме того, 6 разведочных скважин к первому году разработки предполагается перевести в разряд эксплуатационных. По альтернативному варианту перевод разведочных скважин в разработку не планируется.
Замер дебита скважин планируется осуществлять на кустовых групповых замерных установках (ГЗУ). После ГЗУ нефтегазоводная смесь под собственным давлением по нефтесборному коллектору от кустов скважин поступает на дожимную насосную станцию (ДНС). Ввиду большой удаленности разрабатываемых участков (протяженность месторождения составляет около 45 км), на месторождении предусматривается сооружение двух ДНС. Выход на площадки ДНС предусматривается по дороге IV категории, которую предполагается построить в едином коридоре с нефтепроводом. На ДНС продукция скважин, пройдя подогреватели, поступает на установку предварительного сброса воды (УПСВ), после которой обводненность продукции снижается до 5-10%. В качестве УПСВ предлагается применить нефтегазовый сепаратор. Перед сепаратором устанавливается устройство предварительного отбора газа (УПОГ). Газ из УПОГ поступает на очистку от капельной жидкости в газосепаратор, после которого проходит замер и, частично поступает на собственные нужды производственного комплекса. Остальная часть газа поступает на автономную электростанцию, работающую на попутном нефтяном газе. После сепарации нефтегазоводяная смесь через буферную емкость поступает на насосную, где закачивается в предлагаемый к сооружению напорный нефтепровод на Верхне-Пурпейскую ДНС. На входе ДНС продукция Меретояхинского месторождения проходит коммерческий узел учета нефти и через буферную емкость поступает на насосную внешнего транспорта, после чего совместно с продукцией Верхне-Пурпейского месторождения транспортируется на Барсуковский ЦПС на окончательную подготовку. Подготовка нефти до товарной кондиции предполагается на центральном пункте сбора и подготовки нефти "Барсуковский". После ЦПС подготовленная нефть сдается в систему магистральных нефтепроводов на НПС "Барсуковская" (расчет добычи нефти приведен.
Электроснабжение энергопотребителей месторождения (буровые установки, насосы мехдобычи, насосы ДНС, КНС) осуществляются от двух автономных электростанций, приводы агрегатов которой могут работать на попутном нефтяном газе. Для обеспечения электроэнергией буровых в начальный период обустройсва сооружается трансформаторная подстанция и ВЛ - 35 кВ от Верхне-Пурпейской ДНС. Излишки электроэнергии предполагается сдавать по построенной ВЛ-35 кВ в центральную систему электроснабжения.
Отопление зданий и помещений предусматривается от котлов-утилизаторов тепла газов сгорания автономной электростанции. Теплоноситель - горячая вода.
Обслуживание промысла предусматривается вахтово-экспедиционным методом. Для проживания персонала предусматривается построить жилищный комплекс.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Финансовое предложение инвестору |
|
|
|
|
Источники финансирования проекта:
Стоимость собственных средств: 850 000 рублей (уставной капитал).
Заемные средства - 83,6 млн. долларов. Ставка кредитования - LIBOR + 3%. Период кредитования - 6 лет.
По результатам расчетов, проводимых информационно-аналитическим отделом Управления инвестиций Администрации ЯНАО установлен достаточный объем заемных средств в размере 75 603 000 долл. США.
Генерируемые проектом доходы - 100,1 млн. долларов.
III. Время освоения инвестиций :
Год с начала Объем инвестиций,
реализации проекта млн. долларов США
1. 18,5
2. 22,4
3. 32,1
4. 25,9
5. 30,9
6. 28,7
7. 22,0
8. 2,6
9. 0,4
10. -
11. -
12. -
13. -
Всего: 183,5
Порядок возврата инвестиционных средств: период возврата инвестиционных средств планируется с 7 (седьмого) по 13 (тринадцатый) годы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
A. Краткое описание текущей детельности компании
|
|
|
|
A1. История создания и развития |
|
|
|
|
Лицензиатом и исполнителем проекта является ОАО "Меретояханефтегаз", зарегистрированное постановлением администрации Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа № 609 от 12.08.1999 года. К основным направлениям деятельности этого предприятия относятся:
·поиск, разведка и освоение новых месторождений нефти и газа;
·организация схем финансирования обустройства, ввода в разработку и эксплуатацию месторождений нефти и газа, добыча нефти и ее переработка;
·реализация нефти, газа и продуктов переработки.
Учредителями ОАО "Меретояханефтегаз" являются:
ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" 51% уставного капитала;
ОАО НГК "Ямалнефтегаздобыча" 49% уставного капитала. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А2. Описание отрасли |
|
|
|
|
Главной отличительной особенностью торговли нефти на российском рынке являются невысокие внутренние цены. Это сдерживает рост рентабельности производства и продаж, приводит к низкой стоимости бизнеса российских нефтяных компаний по сравнению с зарубежными аналогами. Изначально цены на сырую нефть и продукцию нефтепереработки устанавливались непосредственно правительством для всех нефтедобывающих компаний. Для защиты российских потребителей от неожиданного резкого скачка цен на энергоносители правительство ввело целый ряд механизмов, включавших, помимо уже рассмотренных ограничений на экспорт, ограничения на общую прибыльность нефтедобывающих компаний. Заданный уровень прибыльности составил 10% от реализации, контроль за этим показателем был упразднен в 1994 г. Экспортные возможности России сдерживаются только проектной пропускной способностью транспортной системы, органичивающей объемы прокачки нефти заграницу до 124 млн. тонн/год. Реально этот показатель составляет 100.6 млн. тонн/год, т.е. 81% от проектной мощности. Ограниченная мощность "трубы" породила проблему допуска к ней избранных нефтеторговых компаний - т.н. спецэкспортеров.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А3. Продукты, потребители и рынки |
|
|
|
|
Список продуктов:
- нефть;
- электроэнергия;
- нефть (на экспорт). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
А6. Организационная структура и менеджмент |
|
|
|
|
Шевченко В.Н. -ген.директор ОАО"Меретояхянефтегаз", первый вице-президент " НК "Ямалнефтегаздобыча" " начинал на нефтяных участках, давших первую нефть ноябрьского региона, осваивал Муравленковское месторождение, возглавлял нефтегазодобывающее управление "Муравленковскнефть", был главным инженером Ноябрьскнефтегаза, временно исполнял обязанности генерального директора ННГ.
Руководство проекта "Освоение Меретояхинского месторождения ОАО "Меретояханефтегаз" имеет большой опыт работы в различных отраслях нефтедобывающей промышленности. Все даные по проекту были переданы "Сибирским научно-аналитическим центром" в Администрацию ЯНАО заочно. Непосредственно очной встречи руководства проекта и представителей Управления инвестиций Администрации ЯНАО во время анализа проекта не было и поэтому невозможно составить объективное мнение о возможности реализации данного проекта с точки зрения его менеджмента. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
B. Краткое описание будущей деятельности компании
|
|
|
|
B3. Факторы риска и стратегия снижения рисков |
|
|
|
|
- изменение налогового законодательства;
- недостижение заданных объемов сбыта;
- увеличение прямых издержек |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C. Требуемые инвестиции
|
|
|
|
C1. Прогноз суммарной стоимости проекта |
|
|
|
|
| Общая сумма необходимых инвестиций для реализации проекта составляет 83,63 млн. долл. США. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C3. Предлагаемая структура капитала, включая предполагаемые источники |
|
|
|
|
Стоимость собственных средств: 850 000 рублей (уставной капитал), что по курсу на момент расчёта проекта (1$=26,24) равно 33 000 долл. США
Заёмные средства 83,6 млн.долл.США
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C6. Ключевые критерии эффективности |
|
|
|
|
Интегральные показатели
Показатель Рубли Доллар США
Ставка дисконтирования 21,00 % 9,00 %
Период окупаемости 92 мес. 102 мес.
Дисконтированный период окупаемости 130 мес. 120 мес.
Средняя норма рентабельности 58,60 % 24,30 %
Чистый приведенный доход 1139320933 75 504 120
Индекс прибыльности 1,61 2,04
Внутренняя норма рентабельности 27,54 % 17,81 %
Модифицированная внутренняя
норма рентабельности 23,63 % 12,67 %
Длительность 10,41 лет 10,74 лет
Период расчета интегральных показателей - 241 мес.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C7. Анализ чувствительности |
|
|
|
|
Проект чувствителен к изменению цены сбыта, т.к. при увеличении объема сбыта на 25% рентабельность проекта в основном варианте увеличивается до 18,5%, а при уменьшении объема на 25% рентабельность падает с 12% до 5%; в альтернативном варианте при увеличении объема сбыта на 25% рентабельность проекта увеличивается с 18% до 23%, а при уменьшении объема сбыта на 25% рентабельность падает до 11%.
Точка безубыточности:
Продукция Точка "безубыточности" в % от расчетного минимального объема производства
Нефть для реализации
на внутреннем рынке 36,6%
Электроэнергия 44,4%
Нефть (на экспорт) 36,4%
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D. Государственная поддержка и законодательство
|
|
|
|
D1. Возможные способы государственной поддержки проекта |
|
|
|
|
| Предоставляются налоговые льготы на имущество, пользователей автодорог, на приобритение транспортных средств. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D3. Влияние законодательства, включая обмен валюты, условия ввоза и вывоза капитала |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
E. Календарный план
|
|
|
|
E1. Календарный план работ по подготовке и реализации проекта |
|
|
|
|
Название этапов Годы с начала реализации проекта
Бурение скважин 2 - 8
Установка оборудования для нефтедобычи 2 - 7
Строительство кустов скважин 2 - 7
Установка нефтесборных сетей 2 - 7
Установка дожимных насосных станций
и объектов инженерного обеспечения 1 - 7
Установка напорных нефтепроводов 5 - 6
Установка предварительного сброса воды 5 - 9
Строительство кустовой напорной станции 3 - 5, 7 - 8
Строительство водовода пресной воды 3 - 4, 5 - 6
Строительство водозаборных сооружений
на реке Пурпе 3 - 4
Строительство высоконапорных водоводов 3 - 7
Строительство автономной электростанции 1 - 7
Строительство высоковольтной линии 6 кВ 2 - 7
Строительство высоковольтной линии 35 кВ 1, 3, 5
Строительство подстанции 35/6 кВ 1, 3, 5
Установка связи и телемеханики 2 - 7
Строительство внутрипромысловых дорог 1 - 6
Строительство базы производственного
обслуживания и вахтово-жилищного комплекса 1 - 3, 6
Строительство нефтепровода 1 - 3
Строительство автодороги 1 - 2, 5 - 6
Строительство полигона по переработке шлама 1 - 3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Основные финансовые показатели |
|
|
|
|
| Ставка дисконтирования, % |
| 21 |
|
| Срок окупаемости проекта, мес. |
| 92 |
|
| Дисконтированный период окупаемости (DPB), мес. |
| 130 |
|
| Чистый приведенный доход (NPV), тыс. $ |
| 75504 |
|
| Индекс доходности (PI) |
| 1,6 |
|
| Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
| 28 |
|
| Период расчета, мес. |
| 241 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SELECT title, filename, lang FROM arm_projects_images WHERE aid='770001' AND eid='731741' AND pid='1'
0
|
|
|
|
|
Отзывы компаний, разместивших проекты на сервере ИВР
|
|
|
|
|
|
|
