Расчет экономической эффективности разработки газового месторождения (на примере ОАО АНК "Башнефть")

Интенсивно развивается  инфраструктура, необходимая для  сжижения и последующей регазофикации  природного газа, совершенствуется технология очистки и сжижения для транспортировки  газа морским путем, создан специальный  флот судов-рефрижераторов (метановозов).

Подключение России к международной  торговле СПГ представляется целесообразным по ряду соображений. Прежде всего, речь идет о расширении круга потребителей российского газа, необходимость  в котором возникнет уже в  ближайшие годы. В настоящее время  основным рынком сбыта российского  газа в дальнем зарубежье является европейский регион, что инфраструктурно  обусловлено 4ь наличием соответствующей  системы экспортных газопроводов. Для  России задача

первостепенной важности состоит в том, чтобы не только сохранить и укрепить позиции  на европейском рынке природного газа, но также выйти на другие рынки, включая и те, которые не связаны  и в ближайшее десятилетие  не будут связаны с Россией  системой магистральных газопроводов, обеспечить стабильные значительные валютные поступления.

Сильная зависимость российского  экспорта природного газа от европейского рынка представляется достаточно опасной, особенно если учесть стремление европейских  стран к диверсификации источников импорта энергоносителей. В частности, отмечается повышение доли в общем  европейском потреблении поставок норвежского и алжирского природного газа.

Прогнозируемый быстрый  рост спроса на энергоносители в других регионах, прежде всего в странах  Азии и Дальнего Востока, является предпосылкой для диверсификации географии поставок природного газа из России. Однако серьезным  сдерживающим фактором для организации  экспорта российского газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) выступают транспортные проблемы. Необходимость строительства весьма протяженных магистральных газопроводов, проходящих по малоосвоенным и труднопроходимым по рельеу территориям, потребует решения весьма серьезных финансовых, экономических и технических задач.

В этих условиях создание производства СПГ и организация его экспорта в страны АТР, а возможно и в  другие регионы, выступает одним  из альтернативных путей увеличения вывоза природного газа и ослабления зависимости от односторонней привязки к европейскому рынку.

Диверсификация транспортировки  газа представляет собой весьма актуальную проблему, решение которой позволит повысить возможности для маневра  в газовом экспорте Конечно, трубопроводы еще длительное время останугся  приоритетным . доставки газа к потребителю. Газопроводы прокладываются в вечной мерзлоте, по дну акваторий, длина  их достигает нескольких тысяч километров; совершенствуются конструкции труб, способных противостоять коррозии и выдерживать большое давление. Вместе с тем нельзя не учитывать  и определенные недостатки трубопроводного  транспорта. К ним относятся, в  частности, зависимость экспортеров  газа от позиции государств, по территории которых осуществляется транзит  российского газа. Экспортеры попадают в положение заложников правительств этих государств, которые иногда меняют начальные условия договоров  на транспортировку газа, выдвигают  новые, зачастую трудно выполнимые, условия, касающиеся платы за транзит газа. Например, после длительных переговоров  РАО «Газпром» с болгарской стороной, выдвигавшей завышенные требования, было принято альтернативное решение  о строительстве газопровода  в обход Болгарии по дну Черного  моря. Отмечаются случаи хищения российского  газа путем незаконных подключений  к транзитным газопроводам. Велика и уязвимость магистральных газопроводов от шантажа и терроризма.

Однако самым главным  недостатком трубопроводного транспорта является невозможность поставки газа на территории, отделяемые от поставщика океанами и глубоководными морями, например, в Австралию или страны американского континента. Поэтому представляется вполне обоснованным утверждение о необходимости создания в России системы транспортировки природного газа метановозами в сжиженном виде, хотя практическая реализация этого альтернативного трубопроводам варианта потребует масштабных капиталовложений. Удельная капиталоемкось инфраструктуры экспорта в варианте СПГ выше по сравнению с магистральными газопроводами, однако приходится принимать во внимание и меньший срок гарантированной службы газопроводов.

Первые шаги по внедрению  в экономический оборот и экспортную структуру сжиженного природного газа намечены на Сахалине, где в ближайшее  время должно начаться строительство  первого в России завода по производству СПГ. Мировая практика свидетельствует, что такие заводы строятся на морских  побережьях. В некоторых случаях, как например в Алжире, эти заводы расположены на значительном удалении от газовых месторождений, и газ  поступает к ним по трубопроводам, имеющим значительную протяженность. В России условия более благоприятные, поскольку имеются возможности  строительства заводов в непосредственной близости от месторождений. Это относится  и к Сахалину, и к потенциальным  разработкам Штокманского месторождения  в Баренцевом море, Харасавэйского месторождения в Карском море и другим.

Для обоснования целесообразности развития в России производства СПГ  и его экспорта в диссертации  проведено исследование международного опыта, накопленного в этом секторе  газового хозяйства, и выявлены тенденции  мирового рынка СПГ как составной  части мировых рынков природного газа и других энергоносителей¹¹.

  

РАЗДЕЛ 2. Экономическая  эффективность разработки газового месторождения

2.1 Расчет капитальных  вложений в разработку газового  месторождения

          Расчет  капитальных вложений производится  на основе формулы корректировки  величины капитальных вложений  в зависимости от мощности  объектов:

                                           К₂=К₁*(М₂/М₁)ⁿ ,

где К₁ и К₂ – капитальные вложения при сооружении установки      соответственно мощностью М₁ и М₂;

           М₁ и М₂ – мощность объектов;

           n = 0,9 – показатель зависимости капитальных вложений от мощности объектов.

М₁=20 млрд. м³

М₂=21 млрд. м²

К₁=31205.56 млн. руб.

К₂=31205.56*(21/20) ^0,9 =32606.36 млн. руб.

Капитальные вложения рассчитываются отдельно по каждому из применений:

-оборудование  для газодобычи;

-сбор и  транспорт газа и конденсата;

-оборудование  для подготовки газа к дальнейшему  транспорту;

-строительство  дожимных компрессорных станций  (КС);

-прочие капитальные  вложения, включая затраты на  природоохранные объекты, объекты  электроснабжения и связи.

 

Для газовых месторождений:

KBгм = Kcкв + Kшл + Kкол + Кукпr + Кмд + Ккс + Kпд + Kпp;

где: KBгм – суммарные капитальные вложения для газовых месторождений;

Kcкв – капитальные вложения в бурение скважин;

Kшл – капитальные вложения в шлейфы;

Kкол – капитальные вложения в газосборный коллектор;

Кукпr – капитальные вложения в строительство установки по подготовке газа (УКПГ);

Кмд – капитальные  вложения в строительство магистральной  автодороги;

Ккс – капитальные  вложения в компрессорную станцию (КС);

Kпд | – капитальные вложения в промысловые дороги;

Kпp – капитальные вложения в строительство прочих сооружений, связанных с вспомогательным производством.

 

Капитальные вложения в объекты производственного  назначения представлены в таблице 1.

 

Таблица 1

Капитальные вложения в объекты производственного  назначения, в млн. руб.

Наименование затрат	Общая сметная стоимость, млн. руб.
	сумма	% к итогу
Объекты производственного назначения, всего
в том числе:
1) бурение газовых скважин	8477.65	26.0
2) объекты для обеспечения бурения  скважин	3195.42	9.8
3) строительство объектов добычи  и подготовки газа	17444.40	53.5
4) газопровод - подключения к системе  магистральных газопроводов	3488.88	10.7
Всего	32606.36	100.00

 

Структура капитальных вложений по объектам строительства  объектов добычи и подготовки газа приведена в таблице 2.

Затраты в компримирование газа приняты  укрупнено и составляют 4323.34 млн. руб.

Затраты по внешнему электроснабжению для компримирования  газа (ВЛ-100 кв. и ПС 110 кв.) составляют 802.68 млн. руб.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2

Структура капитальных вложений строительства  объектов добычи и подготовки газа, (без учета НДС), в млн. руб.

Наименование сооружений	Общая стоимость, млн. руб.	% к итогу
Кусты газовых скважин	872.22	5.0
Сбор газа	3314.44	19.0
Установка комплексной подготовки газа	2965.55	17.0
Водозаборные и канализационные  очистные сооружения	348.888	2.0
Электростанция ГТЭС - 2.5 и объекты  внешнего электроснабжения	523.332	3.0
Автомобильные дороги и вертолетная  площадка	2267.772	13.0
Межплощадочные инженерные коммуникации и сооружения	872.22	5.0
Промбаза	872.22	5.0
Комплекс утилизации ТБО и промышленных отходов	34.888	0.2
Вахтовый жилой комплекс	523.332	3.0
Автоматизированная система управления технологическим процессом	226.7772	1.3
Оконечная радиолинейная станция	69.7776	0.4
Затраты заказчика	191.8884	1.1
Итого по площадкам	13083.3	75.0
8. Временные здания и сооружения	872.22	5.0
9. Прочие работы и затраты	2267.772	13.0
10. Содержание дирекции (технического  надзора) строящегося предприятия	174.44	1.0
11. Подготовка эксплуатационных кадров	3.488	0.02
12. Проектные и изыскательные работы	523.33	3.0
Резерв на непредвиденные работы и  затраты	523.332	3.0
Затраты на инжиниринговые услуги	1011.77	5.8
Всего	17444.40	100.00

 

Таким образом, суммарные капитальные вложения представлены в таблице 3.

 

 

Таблица 3

Суммарные капитальные вложения (без учета  НДС) млн. руб.

Наименование затрат	Суммарные капитальные вложения,
	млн. руб.
1. Объекты, в том числе:
Бурение скважин	8477.65
Обеспечение бурения	3195.42
Строительство объектов добычи и подготовки газа	17444.40
Газопровод - подключения к системе  магистральных газопроводов	3488.88
2. Затраты по компримированию газа	4323.34
3. Затраты по внешнему электроснабжению	802.68
Всего	37732.37

 

 

 

2.2 Расчет издержек производства

          Текущие затраты производства включают в себя:

• вспомогательные материалы и топливо;
• заработную плату с отчислениями;
• амортизацию и ремонтный фонд;
• прочие расходы.

          Эксплуатационные затраты для газовых месторождений определяются следующим образом:

 

З_э = З_вм + З_зп + З_р + З_кс + З_пp,

 

где З_вм – затраты на вспомогательные материалы;

З_зп – затраты на заработную плату и отчисления на социальные нужды;

З_р – затраты на ремонт оборудования, включая скважины;

З_кс – затраты по компрессорной станции;

З_пp – прочие эксплуатационные затраты.

 

          Издержки  по вспомогательным материалам  и электроэнергии рассчитаны  по формуле:

                                            З_вм = С_м × Q_г,

 

где С_м – стоимость материалов, химреагентов на 1 млрд. м³ газа;

          Q_г – годовая добыча газа, млрд. м³;

 

и приведены в таблице 4.

 

Таблица 4  

Расчет  стоимости электроэнергии и вспомогательных  материалов

 

Наименование затрат	количество
1. Электроэнергия
1.1 Плата за установленную мощность
Количество кВт в расчете на 1 млрд. м3	315
Цена единицы руб./кВт	3168
Сумма платы за установленную мощность тыс. руб.	20956.32
1.2 Расход электроэнергии
Количество тыс. кВт*час в расчете  на 1 млрд. м3	2452,5
Цена единицы руб./кВт*час	0.167
Сумма платы за расход электроэнергии тыс. руб.	8600.9175
Итого по электроэнергии	29557.24
2 Вспомогательные материалы
2.1 Метанол
Количество т в расчете на 1 млрд. м3	504.0
Цена единицы руб./т	6180
Сумма тыс. руб.	6540912
2.2 ТЭГ
Количество т в расчете на 1 млрд. м3	3652.7
Цена единицы руб./т	16769
Сумма тыс. руб.	1286294.65
2.3 Масло
Количество т в расчете на 1 млрд. м3	3373.2
Цена единицы руб./т	6491
Сумма тыс. руб.	459804.26
Итого по вспомогательным материалам	8287.0