Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Системный анализ предпосылок и факторов эффективности развития добычи природного газа на западно-арктическом шельфе 10
1.1 Оценка направлений и темпов развития добычи природного газа в России 10
1.2 Геолого-экономические перспективы развития сырьевой базы природного газа западно-арктического шельфа 14
1.3 Комплексный анализ технических средств и технологий освоения ресурсов нефти и газа на арктическом шельфе 24
1.4 Оценка зарубежных проектов развития газодобычи на арктическом шельфе 34
Выводы по главе 38
Глава 2 Экономический механизм и критерии эффективности инновационного развития газодобывающего комплекса 40
2.1 Обзор современных методологических подходов 40
2.2 Экономический механизм и приоритеты инновационного развития 46
2.3 Критерии эффективности инновационной деятельности в газодобывающем комплексе 6Q
2.4 Методы государственного стимулирования инновационных
преобразований при освоении ресурсов арктического шельфа 67
Выводы по главе 75
Глава 3 Методика оценки эффективности инновационных проектов добычи и сжижения природного газа 78
3.1 Методы и показатели оценки эффективности инновационных проектов 78
3.2 Методика оценки - экономической эффективности инновационных решений и технологий 85
3.3 Информационно-нормативная база оценки экономической эффективности 91
3.4 Особенности учета неопределенности и рисков 95
3.5 Учет опционных характеристик газодобывающего комплекса на западно-арктическом шельфе 105
Выводы по главе 112
Глава 4 Оценка эффективности программы инновационного развития газодобыва ющего комплекса на запад но-арктическом шельфе 115
4.1 Геолого-экономическая оценка региональных и локальных объектов газодобывающего комплекса 115
4.2 Обоснование инновационных организационно-экономических и технологических решений 121
4.3 Оценка экономической эффективности добычи и переработки природного газа на базе Штокмановского месторождения 129
4.4 Рекомендации по перспективному развитию геологоразведочных работ на западно-арктическом шельфе... 141
4.5 Формирование технологического кластера конкурентоспособности в условиях Арктики 147
Выводы по главе 156
Заключение 158
Список использованной литературы
- Геолого-экономические перспективы развития сырьевой базы природного газа западно-арктического шельфа
- Экономический механизм и приоритеты инновационного развития
- Информационно-нормативная база оценки экономической эффективности
- Обоснование инновационных организационно-экономических и технологических решений
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Формирование газодобывающего комплекса на континентальном шельфе Арктики является одним из важнейших элементов «Новой энергетической стратегии России на период до 2030 г.». При снижении добычи углеводородов (УВ) в традиционных добывающих регионах Сибири освоение месторождений на российском шельфе только начинает развиваться и способно обеспечить долгосрочные потребности экономики в природном газе.
Масштабному освоению минерально-сырьевой базы (МСБ) западно-арктического шельфа препятствуют следующие объективные факторы: низкая геологическая изученность акваторий, неблагоприятные промысловые условия и сложная ледовая обстановка при отсутствии необходимой транспортной и портовой инфраструктуры. К этому следует добавить наметившееся падение конъюнктуры рынка углеводородного сырья, а также несовершенство налогового режима, не учитывающее специфику освоения арктического региона.
Развитие добычи природного газа на западно-арктическом шельфе требует создания уникальных инженерных сооружений, технических средств и технологий для разведки и разработки месторождений, формирования производственной и транспортной инфраструктуры газового комплекса. При этом инновации, создаваемые в результате научно-технической деятельности, являются реальным потенциалом обеспечения рентабельности газодобычи.
Экономический механизм управления инновационной деятельностью должен быть встроен в общую стратегическую программу развития газодобывающего комплекса на арктическом шельфе. Его использование стимулирует развитие инноваций, обеспечивает привлечение и эффективное использование инвестиций в условиях повышенных геоэкологических и производственных рисков. При этом, учитывая международный характер проектов, методология оценки инновационных решений должна ориентироваться на критерии традиционно используемые в практике зарубежных стран.
В перечне нерешенных вопросов особую актуальность имеют вопросы комплексного обоснования социально-экономического развития арктических районов страны, формирования на базе центров газодобычи новых кластеров конкурентоспособности.
Степень изученности проблемы. Изучению проблем развития инновационной деятельности в нефтегазовом комплексе и оценки ее
экономической эффективности посвящены работы отечественных (А.А.Арбатов, А.С.Волкова, Р.И.Вяхирев, А.А.Герт, Ю.Н.Григоренко, В.В.Гужнов, М.Н.Денисов, А.А.Ильинский, Е.А.Козловский, А.Э.Конторович, В.А.Крюков, Ю.С.Кудинов, В.Н.Макаревич, В.И.Назаров, П.Б.Никитин и др.) и зарубежных (Б.Баренс, Г.Бирман, ДГитман, М.Джонк, У.Кинг, С.Шмидт, М.Лоренс, и др.) ученых. Вместе с тем, до настоящего времени однозначно не определены критерии и факторы экономической эффективности инновационной деятельности, методы учета рисков при освоении ресурсов арктических акваторий и др.
Целью диссертационного исследования является обоснование и экономическая оценка направлений инновационного развития газодобывающего комплекса (ГДК) на западно-арктическом шельфе России, предусматривающие комплексное расширение сырьевой и технологической базы и освоения ресурсов.
Данной цели соответствуют следующие основные задачи работы:
системный анализ природно-ресурсного потенциала, технологических возможностей, а также экономических и экологических ограничений развития газодобывающего комплекса;
формирование экономического механизма и критериев выбора приоритетов инновационного развития газодобывающей промышленности на континентальном шельфе России;
разработка методики оценки экономической эффективности инновационных проектов при формировании газодобьшающих комплексов на этапах подготовки запасов, добычи и транспортировки природного газа;
обоснование классификации и методов учета горно-геологических, технологических и экологических рисков при освоении ресурсов УВ арктических акваторий;
Оптимизация инновационной программы производства сжиженного природного газа (СПГ) на арктическом шельфе в условиях переменного спроса и опционного ценообразования;
разработка и оценка эффективности программы развития газодобывающего комплекса на базе Штокмановского газоконденсатного месторождения (ГКМ) западно-арктического шельфа России.
Объектом исследования является инновационный комплекс по добыче и переработке природного газа, формируемый в настоящее время на ресурсной базе Штокмановского месторождения западно-арктического шельфа страны.
Предметом исследования является методология обоснования и оценки экономической эффективности инновационной стратегии развития газодобывающего комплекса.
Теоретической н методологической основой исследования послужили работы отечественных и зарубежных авторов по теории инновационного менеджмента и оценки экономической эффективности инвестиционных проектов. Базовым методологическим принципом организации исследования является системный подход к развитию сложных производственно-экономических комплексов, к которым относится добыча, транспортировка и переработка природного газа. Экономико-математические методы исследования основаны на использовании теорий инвестиционного моделирования, оптимизации, а также опционного ценообразования.
Защищаемые научные положения:
1. Ресурсная база западно-арктического шельфа в долгосрочной
перспективе способна обеспечить потребности страны в углеводородном сырье.
Факторами, сдерживающими масштабное освоение шельфа, являются
геоэкологические риски, отсутствие инфраструктуры и технологий разработки
глубоководных месторождений, что делает инновационную деятельность
основным условием рентабельного освоения ресурсов.
Экономический механизм инновационного развития газодобывающего комплекса предусматривает систему программно-ориентированных методов привлечения и эффективного использования инвестиций, стимулирования принципиально новых схем и технологий добычи, транспортировки и реализации природного газа на основе гибкой системы кооперации науки и производства.
Формирование газодобывающего комплекса на базе Штокмановского газоконденсатного месторождения экономически оправдано. Создаваемый на его основе кластер конкурентоспособности позволит ускорить внедрение новых технологий газодобычи, развитие инфраструктуры региона, а также снизить затраты на освоение ресурсов последующих объектов западно-арктического шельфа.
Научная новизна результатов работы заключается в следующем: 1. Обоснованы сценарии развития добычи и переработки природного газа на западно-арктическом шельфе страны, учитывающие геолого-экономическое качество ресурсной базы и тенденции спроса на сжиженный и сетевой газ.
Обоснован экономический механизм формирования промышленных зон (центров) добычи природного газа континентального шельфа, основанный на инновационных преобразованиях и интеграции научно-промышленного потенциала страны.
Разработаны критерии и методика оценки экономической эффективности инновационных проектов в сфере подготовки запасов, добычи, транспортировки и переработки природного газа.
Предложены методологические принципы и модели формирования и развития кластеров конкурентоспособности на базе действующих и перспективных центров газодобычи арктического региона.
Практическая значимость и реализация результатов исследования В результате выполненных исследований научно обоснованы методика и рекомендации по развитию инновационной деятельности, обеспечивающие высокую эффективность освоения ресурсов природного газа арктического шельфа.
Проведена геолого-экономическая оценка ресурсов западно-арктического шельфа, что позволило выделить экономически доступный потенциал развития добычи природного газа и формирования газодобывающего комплекса.
Разработаны рекомендации по государственному стимулированию инновационной деятельности и недропользования при освоении ресурсов арктического шельфа.
Предложены организационные, технико-технологические и логистические решения, позволяющие повысить уровень конкурентоспособности газодобывающего комплекса, формируемого на основе Штокмановского ГКМ.
Обоснована инвестиционная модель и доказана высокая экономическая эффективность инновационной программы формирования ГДК на ресурсной базе Штокмановского месторождения.
Полученные рекомендации частично могут быть использованы компаниями, ведущими подготовку запасов и отработку нефтегазовых объектов континентального шельфа страны.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается применением современных теорий инновационного менеджмента и инвестиционного анализа, корректным использованием применяемых математических методов, достаточным объемом исходной
статистической информации, результатами апробации и внедрения основных полученных разработок.
Апробация диссертационной работы. Основные положения, выводы и рекомендации диссертации в период 2005 - 2009 гг. получили положительную оценку на международной конференции по офшорным технологиям (г. Хьюстон, США), 9-й международной конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа стран СНГ (г. Санкт-Петербург, Россия), XIX международном технологическом конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (г. Уфа, Россия), 24-ом мировом газовом конгрессе WGC-2009 (г. Буэнос-Айрес, Аргентина), международном экономическом форуме «МЭФ-2009» (г. Мурманск, Россия) и других.
Реализация и внедрение результатов. Основные результаты диссертационного исследования использованы ОАО «Газпром» при разработке комплексной программы освоения нефтегазовых ресурсов западно-арктического шельфа и проекта освоения Штокмановского месторождения.
Публикации. По теме диссертации опубликованы 11 статей в сборниках научных докладов и научных трудов в отраслевых и межвузовских сборниках общим объемом 6,1 п.л., в т.ч. 5 статей в изданиях рекомендованных ВАК.
Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 73 наименований, приложений. Диссертация содержит 164 страницы машинописного текста, включая 23 таблицы и 34 рисунка.
Геолого-экономические перспективы развития сырьевой базы природного газа западно-арктического шельфа
В соответствии с новой концепцией «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.» изменилась модель экономического роста в России [59]. Национальная экономика перешла от фазы наращивания производства за счет повышения загрузки производственных мощностей, введенных еще в советский период (восстановительный рост), к фазе масштабного строительства новых производственных мощностей (инвестиционный рост).
Намечаемое развитие производства потребует существенного наращивания предложения энергоресурсов. Вместе с тем даже в условиях восстановительного роста (1999-2005 гг.) снижение энергоемкости ВВП в среднем на 4,6% в год не привело к ограничению спроса на энергию, который резко ускорится при переходе к модели инвестиционного роста. Обеспечить дополнительные объемы добычи энергоносителей возможно только при широкомасштабном освоении акваторий континентального шельфа.
Континентальный шельф Российской Федерации имеет площадь 6,2 млн кв.км, из них 4 млн кв.км являются перспективными на нефть и газ. К настоящему времени раскрыта общая геологическая структура шельфа, выявлены основные нефтегазоносные бассейны, очерчены их границы, определена общая мощность осадочного чехла. Установлено, что средняя плотность начальных извлекаемых ресурсов составляет 20-25 тыс. т на 1 км2 площади. При этом разведанность морских ресурсов УВ России незначительна и, в среднем, составляет 6,3 %, в том числе по газу - 6,9 %. [41, 42].
Особое место в структуре ресурсной базы континентального шельфа занимает западно-арктический шельф России. Распределение начальных суммарных ресурсов УВ в недрах западно-арктических морей России приведено в таблице 1.1. Начальные извлекаемые ресурсы углеводородов (УВ) этого шельфа, согласно прогнозной оценке, достигают почти 100 млрд т условного топлива, в т.ч. около 78,8 трлн м газа. В суммарную оценку не вошли НСР зоны спорной юрисдикции с Норвегией в Баренцевом море и НСР Белого моря [41, 43]. Обзорная карта существующих месторождений и перспективных объектов развития газодобычи представлена на рисунке 1.3.
На пяти уникальных месторождениях (с запасами более 500 млн т н.э.), сосредоточены запасы в объеме 6,3 млрд т н.э. К их числу относятся: Баренцево море — Штокмановское газоконденсатное (3,2 млрд т н.э.), Карское море -Ленинградское газоконденсатное (1,0 млрд т н.э.), Русановское газоконденсатное (0,8 млрд т н.э.), Юрхаровское (0,7 млрд т н.э.) нефтегазоконденсатное месторождение.
На семи крупных месторождениях (с запасами в интервале 200-500 млн т) сосредоточено 3 млрд т или 27,8 % запасов морских УВ в целом. К их числу относятся: Баренцево море (Ледовое и Лудловское газовые месторождения); Печорское море (Долгинское нефтяное месторождение); Карское море (Каменномысское-море и Северо-Каменномысское газовые месторождения). При этом в настоящее время добыча нефти и свободного газа ведется на двух морских месторождениях (Кравцовкое в Балтийском море и Юрхаровском в Карском море).
Величина извлекаемых ресурсов нефти и газа принята по официальным данным Государственного баланса запасов исходя из критериев действующей пока классификации и не учитывает подходы и критерии, заложенные во вновь утвержденной классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, которая будет введена в действие начиная с 2011 года
В пределах распределенного фонда недр сосредоточено 241,1 млрд м прогнозных ресурсов свободного газа и 7,6 млн т конденсата. К нераспределенному фонду приурочено 2 трлн м ресурсов газа и 214,5 млнт конденсата. Если учесть, что в Западно-Арктических морях выявлено более 30 структур с перспективной площадью 17 тыс. км" прогноз представляется достаточно реалистичным. Наиболее крупные из оцененных объектов -структуры Центральная (2700 млрд м газа), Октябрьская (917 млрд м ), Демидовская (490 млрд м ) и др.
Учитывая сложнейшие природно-климатические условия (гидрологическая и ледовая обстановка), непростые промыслово-технологические условия освоения и как следствие — очень высокие коммерческие риски, следует ожидать, что в ближайшем будущем потенциальными инвесторами будут востребованы лишь единичные объекты недропользования [41, 43].
Проблемы развития газодобычи в Печорском море обусловлены тремя факторами — относительно менее слабой ресурсной базой, теми же сложностями организации добычи, которые свойственны и нефтяным проектам (сложные ледовые условия и при этом меньшие по запасам перспективные объекты), а также отсутствие гарантированного потребления. Для направления потребителю добываемого газа необходимо, по крайней мере, подсоединение к ближайшим транспортным газовым магистралям (ближайший магистральный газопровод из Западной Сибири проходит через Вуктыл).
Согласно полученным оценкам, ни один из рассмотренных объектов не гарантирует даже окупаемости капитальных вложений в газовую компоненту ресурсной базы Печорского моря. Соответственно, ожидать развития газодобычи в пределах акватории в ближайшие годы не приходится. Это тем более очевидно, что себестоимость освоения газовых ресурсов Печорского моря оценивается в среднем в 36 долл. США/тыс. м" (кроме того затраты на транспорт до потребителя в размере 25 и 20 долл. США/тыс. м3). Реальная себестоимость освоения может оказаться (в силу перечисленных выше особенностей региона) существенно выше.
Баренцево море. Из 5 открытых месторождений Баренцева моря 4 месторождения, суммарные запасы газа которых составляют 770 млрд MJ, В ТОМ числе 236 млрд м категорий A+B+Q относятся к нераспределенному фонду недр. Ледовое - месторождение (10% запасов газа и 3% запасов конденсата) в рамках нераспределенного фонда имеет особый статус — Государственный стратегический резерв.
Экономический механизм и приоритеты инновационного развития
На современном этапе развития нефтегазового комплекса особое значение приобретают технико-экономические решения, принимаемые в сфере научно-технического развития и инновационной деятельности компаний.
Ухудшение горно-геологических условий разрабатываемых месторождений, значительный износ и удорожание стоимости оборудования при одновременном ухудшении макроэкономических условий производства и реализации продукции, делает научно-техническую и инновационную деятельность главным условием обеспечения финансовой стабильности предприятий. В этой связи стратегия инновационной деятельности должна являться неотъемлемой частью общей стратегии устойчивого развития нефтегазовой компании [8].
В топливно-энергетическом комплексе, который не относится к наукоемкой сфере, но является экономически наиболее благополучным сегментом экономики, инновационная модель в современных условиях формируется фактически заново, в основном усилиями частных компаний, испытывающих острейшие потребности в повышении технического уровня производства. Общим для компаний нефтегазовой промышленности стало признание необходимости создавать собственные научно-исследовательские центры прикладных исследований, отказ от поддержки институтов отраслевой науки, если они обслуживают интересы всех предприятий данной отрасли.
Научно-техническая политика в газовой отрасли направлена на научное, технологическое, техническое и информационное обеспечение устойчивой и эффективной работы, прежде всего ОАО «Газпром» как монополиста и собственника газотранспортной системы.
Экстенсивная стратегия формирования отрасли, преобладавшая в прошлом, в настоящее время перестала быть экономически оправданной. Сейчас должны получить развитие интенсивные технологии, более соответствующие изменившимся условиям хозяйствования [19, 24, 36].
Отличительной характеристикой современной инновационной стратегии газовых компаний является переориентация его основных направлений с традиционных задач на задачи всемерной интенсификации процессов во всех звеньях технологической цепочки от поисков и разведки месторождений до использования газа у потребителей. Другой отличительной чертой этой стратегии является формирование комплексов научно-технических решений, обеспечивающих саму возможность вовлечения в народно-хозяйственный оборот запасов газа, находящихся в экстремальных условиях Крайнего севера, шельфов морей и др.
Стабильное функционирование крупной макроэкономической системы, какой является газодобывающий комплекс западно-арктического шельфа России, требует выявления проблем целостности и взаимозависимости таких крупных блоков как воспроизводство ресурсов нефти и газа, добыча, транспортировка и распределение углеводородов в существующих и динамично изменяющихся условиях функционирования нефтегазовой отрасли и рынка с учетом политических интересов России, ее социально-экологических и геополитических приоритетов.
Формирование стратегии инновационно-ориентированного развития нефтегазового комплекса в условиях глобализации мировой энергетики должно базироваться на единой системе критериев, отражающих приоритеты ее развития в сфере подготовки запасов, добычи, транспортировки, переработки и реализации энергоносителей включая рынок электроэнергии.
При этом вектор стратегических приоритетов должен предусматривать следующие направления: воспроизводство МСБ и лицензионная деятельность; развитие новых центров газодобычи (включая арктический шельф), производственной инфраструктуры и транспорта; опережающее инновационное развитие технологий подготовки запасов, добычи, логистики нефтегазового сырья (компенсирующих объективные тенденции ухудшения условий освоения ресурсов);
внедрение длинных технологических цепочек преобразования углеводородного сырья с замещением экспорта ресурсов на экспорт технологически переработанного сырья и др.
Существенным отличием программы инновационного развития газодобычи на арктическом шельфе является значимость принимаемых решений, как для экономики предприятия, так и других экономических субъектов - региона, государства, общества. Ниже приведен перечень
Информационно-нормативная база оценки экономической эффективности
Таким образом, обоснование приоритетных мероприятий по снижению инвестиционных рисков требует моделирования процессов устойчивости газодобывающей системы. Рекомендуемая методика позволяет достаточно надежно прогнозировать и предотвращать нештатные ситуации при реализации инновационных проектов строительства и эксплуатации основных технологических объектов газодобычи.
Процесс экономической оценки инвестиционных решений при разработке сценариев освоения сырьевой базы Арктического шельфа должен учитывать возможности расширения масштаба проекта при возникновении благоприятных конъюнктурных возможностей сбыта продукции. Алгоритм оптимизации производственного плана добычи и производства СПГ включает семь последовательных этапов оценки (рис. 3.3).
На первом этапе осуществляется анализ внешней и внутренней среды проекта. При анализе внешней среды должны быть установлена динамика и характер влияния внешних факторов, а также уровень их неопределенности. По результатам анализа формируются выводы об основных существующих возможностях и угрозах, связанных с реализацией проекта. Целью анализа внутренней среды является определение слабых и сильных сторон различных функциональных областей проекта (проектирование, строительство, финансы, людские ресурсы и т.д.). По результатам первой этапа формируется набор различных стратегических альтернатив реализации проекта [38].
Анализ внешней среды проекта Анализ внутренней среды проекта Оценкаприведеннойстоимости проекта Оценкастоимостиопциона Оптимальная инвестиционная стратегия развития газодобычи Рис. 3.3. Экономическое обоснование решений по развитию комплекса
Целью второго этапа является формулировка и описание возможных альтернативных вариантов реализации инвестиционного проекта. Так, изначально при проектировании может закладываться минимально необходимая для покрытия гарантированного спроса на газ мощность. Одновременно с этим, в проект может быть заложена возможность, в случае развития ситуации по благоприятному сценарию, увеличения добычной мощности (прокладки дополнительных нитей газопровода).
Возможность инвестирования в расширение мощностей или отказ от него, является по своей природе опционом «колл» на последующие инвестиции, стоимость которого поддается определению и должна быть прибавлена к чистой приведенной стоимости проекта, учитывающего только минимально необходимую мощность.
При реализации проектов развития газодобычи на арктическом шельфе существует возможность принятия различных альтернативных проектных решений, которые, при благоприятных условиях, в значительной мере способны изменить денежные потоки, генерируемые проектом. Реализация совокупности данных альтернативных проектных решений образует «стратегическую» чистую приведенную стоимость (SNPV) проекта, которая отличается от NPV на величину потоков, генерируемых при принятии альтернативных проектных решений.
Рыночная стоимость опциона напрямую зависит от стоимости актива. При этом он всегда стоит больше, чем стоил бы при немедленном исполнении, но его стоимость никогда не превышает цену самого актива (рис. 3.4).
Это объясняется тем, что если на дату исполнения опциона цена актива окажется выше цены исполнения, стоимость опциона равна цене актива минус цена исполнения. Если же цена актива окажется ниже цены исполнения, опцион обесценится, но владелец актива по-прежнему располагает имуществом, обладающим стоимостью [21].
Определение SNPV требует выявления и выбора возможных инвестиционных альтернатив на всех стадиях проекта, оказывающих наибольшее влияние на его денежные потоки, а также стоимость этого выбора для компании. Каждое из возможных альтернативных проектных решений представляет собой встроенный опцион на свою реализацию, который руководство может исполнить, если компания в этом заинтересована. Такая возможность выбора носит название реального опциона.
Реальные опционы - это опционы, базовым активом по которым являются реальные активы: газопроводы, добытый газ, производственные инвестиции и т.д. Большинство опционов, которые заключены в проекты по строительству газопромыслов и (или) газотранспортных и газоперерабатывающих систем, по своей природе являются «колл»-опционами. Факторы стоимости реальных опционов представлены в табл. 3.5.
Стоимость опциона при его немедленном исполнении носит название теоретической (минимальной) стоимости опциона (Vntin), которая не является теоретически верной ценой опциона, но устанавливает нижнюю границу стоимости опциона. С другой стоимости, абсолютный максимум стоимости опциона в любой момент времени (Vmax) — это ожидаемый приведенный денежный поток от актива (Р). Для любого текущего уровня цен фактическая стоимость опциона V попадает в интервал между этими двумя границами.
Изменение стоимости опциона (V) зависит от влияния выделенных факторов. Проведенный анализ позволил выявить основные типы встроенных опционов, которыми обладают инвестиционные проекты по строительству комплекса по добыче и переработке природного газа (табл. 3.6).
На практике, инвестиционные проекты по строительству объектов газовой отрасли включают в себя более одного типа встроенных опционов (смешанный опцион), поэтому при оценке подобных проектов необходимо учитывать все виды реальных опционов, содержащихся в нем.
Обоснование инновационных организационно-экономических и технологических решений
Производство СПГ, обеспечивающее возможности диверсификации направлений поставок газа и проникновения на недоступные прежде рынки, крайне важно для российского экспорта природного газа.
С момента получения лицензии на разработку Штокмановского месторождения ОАО «Газпром» рассматривал несколько вариантов выбора места для строительства завода СПГ. Среди них были: Печенгская губа — бывшая военно-морская база подводных сил Северного флота Гремиха, получившая позднее открытое наименование Островной; остров Кильдин — поселок Белокаменка в Кольском заливе, Териберка и Видяево.
Однако специалисты «Газпрома» все больше склоняются к варианту строительства завода СПГ в поселке Териберка. В этом случае протяженность морской части трубопровода будет не 638 км, а 593 км, что при значительной стоимости каждого километра бетонированного газопровода является существенным преимуществом. Кроме того, в этом районе низкая интенсивность судоходства, удобный выход трубы на грунт, наличие площадки для расширения производства в случае необходимости, а также автомобильной дороги. Но в варианте Териберки есть и недостатки. Две главных — малые глубины у берега и незащищенность бухт Лодейноя и Орловка от ветров и волн [11, 19, 26, 27, 36 и др.].
Индустрия перевозок СПГ развивается гораздо стремительнее, чем это предполагалось. На сегодняшний день мировой флот газовозов состоит из 170 судов, на верфях размещены заказы еще на 102, и их общее количество к 2009 году увеличится до 280.
Транспортировка СПГ составляет около 25% суммарных капиталовложений на проект СПГ. Затраты на строительство газовозов в последнее время снизились, но для северных проектов «Газпрома», где понадобятся суда ледового класса, они будут на 20% дороже.
Способ сокращения затрат на морскую перевозку сжиженного газа — это постройка крупнотоннажных судов. Газовозы вместимостью 200 тыс. м3 на 20% рентабельнее, чем стотысячники, которые в основном принимают действующие терминалы. Многие из строящихся терминалов уже рассчитаны на прием крупнотоннажных судов.
Реализация проекта и возможность сбыта СПГ напрямую связана с наличием регазификационных мощностей на приемных терминалах. В 2006-2009 гг. «Газпром» планирует стать акционером или арендовать на долгосрочной основе один из регазификационных терминалов в США на побережье Мексиканского Залива, Мексике или Канаде.
Преимущества терминала на Cove Point для Штокмановского газа по сравнению с приемными терминалами в Мексиканском заливе, где предполагается масштабное строительство, связаны с меньшим расстоянием от Мурманска и более высокой ценой реализации газа. По сравнению с проектируемыми терминалами к северу от Cove Point вдоль восточного побережья преимущества состоят в большей возможности вывода газа на внутреннюю систему газопроводов и облегченной процедуре получения разрешения на дальнейшее расширение мощностей завода.
Освоение месторождения будет осуществляться международным консорциумом, в который, помимо «Газпрома», войдут два иностранных партнера, с сохранением «Газпромом» контрольной доли. По результатам конкурса партнерами по проекту также стали французская Total, которой будут принадлежать 25% акций общей компании Shtokman Development, а так же норвежская StatoilHydro с долей в проекте 24%.
Разработаны три критерия подбора иностранного инвестора. Первый -потенциальный партнер должен взять на себя обязательства по полному обеспечению сбыта, то есть приемки потребителем газа не менее чем на 25 лет. Второе условие — наличие у компании-претендента опыта и апробированных технологий в области индустрии СПГ. Третий критерий - гарантированная способность обеспечить участие в проектном финансировании.
В заключении следует отметить, что вышеприведенные инновационные решения частично разрабатывались при участии автора и прошли апробацию в ОАО «Газпром» и учтены в проекте освоения Штокманоского месторождения.
Оценка экономической эффективности добычи и переработки природного газа на базе Штокмановского месторождения
Оценка экономической эффективности инновационной программы развития ГДК на основе освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения проводилась для двух вариантов: с применением двух (вариант без опциона) и трех платформ (вариант с опционом). Выручка от реализации определяется как произведение цены на газ и объема реализованного газа.
Укрупненная схема расчетов представлена следующими блоками: 1. Акцизный сбор. Сумма акцизного сбора определяется как произведение ставки акцизного сбора (30%) и выручки от реализации газа на внешнем рынке. 2. Транспортные расходы - затраты на транспортировку газа по СЕГ приняты на уровне 15 долл. США/тыс.м , а на транспортировку СПГ - 30 долл. США/тыс.м3. Сумма расходов определяется как произведение объема транспортируемого (реализуемого) газа и соответствующей удельной величины транспортировки. 3. Валовый доход - разница между величиной общей выручки от реализации газа и суммой уплаченного акцизного сбора и величины затрат на транспорт (при реализации газа за пределы РФ). 4. Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) — рассчитывается как произведение валового дохода и ставки НДПИ на газ (17,5%). 5. Налог с ФОТ- налоговой базой для расчета в данном случае является 10% от суммы эксплуатационных затрат. Сумма налога с ФОТ определяется как произведение налоговой базы и налоговой ставки 26%.
