Национальный исследовательский университет - LMS
реклама
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский университет "Высшая школа экономики" Факультет мировой экономики и мировой политики Образовательная программа Мировая экономика Выпускная квалификационная работа На тему: Условия и рамки эффективного освоения энергетических ресурсов техногенного происхождения (на примере низконапорного газа). Студент группы № РЭСР2 Кирина Мария Руководитель ВКР Член-корреспондент РАН, профессор, д.э.н. Крюков В.А. Консультант профессор, д.э.н. Крайнова Э. А. Москва 2015 Оглавление Введение....................................................................................................................................................... 3 Актуальность ............................................................................................................................................... 3 Глава 1. Роль и место техногенных месторождений в современной экономике. ................................. 6 1.1. Техногенные месторождения - рамки и условия их освоения. ........................................................ 8 1.2. Ресурсы низконапорного газа как один из примеров техногенных месторождений .................. 11 1.3 Потенциал залежей низконапорного газа в России. ........................................................................ 15 Выводы ....................................................................................................................................................... 17 Глава 2. Направления использования ресурсов техногенных месторождений, на примере низконапорного газа. ................................................................................................................................ 18 2.1.1. Компримирование и транспортировка по системе магистральных трубопроводов. ............... 20 2.1.2. Производство моторного топлива и метанола ............................................................................. 21 2.1.3. Выработка электроэнергии и энергообеспечение собственной добычи. ................................... 24 2.1.4. Переработка с получением технического углерода и развитие газонефтехимии. ................... 25 2.1.5. Получение сжиженного природного газа. .................................................................................... 26 2.2. Роль локальных рынков в формировании спроса на продукцию техногенных месторождений. ..................................................................................................................................................................... 28 2.2.1. Факторный анализ. .......................................................................................................................... 30 2.2.2. Регрессионная модель. .................................................................................................................... 32 2.2.3. Кластерный анализ. ......................................................................................................................... 38 Выводы. ...................................................................................................................................................... 43 Глава 3. Построение модели разработки газового месторождения, оценка стоимости продукции техногенных месторождений (на примере, низконапорного газа). ...................................................... 46 3.1. Построение модели разработки газового месторождения. ....................................................... 46 3.2. Определение цены «net-back». ..................................................................................................... 52 3.3. Компримирование низконапорного газа и дальнейшая транспортировка по системе газопроводов. ............................................................................................................................................. 53 3.4. Использование низконапорного газа для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии....................................................................................................................................... 54 3.5. Малотоннажные СПГ и производство метанола........................................................................ 58 Выводы. ...................................................................................................................................................... 60 Заключение. ............................................................................................................................................... 63 Список литературы. .................................................................................................................................. 67 2 Введение Актуальность Процесс освоения минерально-сырьевых ресурсов носит ярко выраженный динамический характер - меняются не только характеристики осваиваемых источников сырья и энергоресурсов, но также меняются и сами виды, и типы минерально-сырьевых и энергетических ресурсов, которые осваивает человечество. В частности, на смену месторождениям углеводородов традиционного типа приходят на смену месторождения, которые редко отличаются и по своим характеристикам, и по типам и особенностям полезных ископаемых в них содержащихся. В современной экономике все больше возрастает роль и значение месторождений (залежей, объектов) т.н. "техногенного" типа. Т.е. таких объектов, которые в значительной степени сформированы не только под воздействием природных сил и процессов, но и условий и динамики хозяйственного освоения в предыдущие годы. Техногенные объекты уже в настоящее время обеспечивают значительную добычу многих полиметаллических и драгоценных металлов и минералов. Отличительная особенность техногенных объектов состоит в том, что их вовлечение в хозяйственный оборот связано с применением новых технологий, а также кардинальным изменением условий и подходов к освоению подобных источников сырья. В России особенность современной ситуации состоит в том, что в нефтегазовом секторе - как в нефтяной промышленности, так и в газовой произошло формирование значительного числа объектов техногенного происхождения. Техногенный характер происхождения связан с примененными ранее подходами в освоении и выработке ресурсов недр. В итоге минеральные ресурсы, ранее приуроченные к определённым геологическим условиям их формирования, претерпели значительные изменения с точки зрения и условий залегания и подходов последующего освоения. Базовая гипотеза работы состоит в том, что освоение отмеченных выше объектов техногенного происхождения требует не только иных технологических решений, но и иных экономических и организационных рамок. Опыт решения подобных задач в России невелик. Поэтому целесообразно и необходимо рассмотрение данной проблематики в контексте процессов в мировой экономике, вообще, и в контексте решения подобных проблем в минерально-сырьевом секторе ведущих индустриальных стран мира, в частности. Одним из важнейших видов техногенных месторождений в России являются базовые объекты добычи природного газа, которые находятся на стадии активно падающей добычи. Остаточные запасы газы представляют собой техногенно-минеральное сырье низконапорный газ, объемы которого оцениваются несколькими триллионами кубических метров. Добычу и использование низконапорного газа как ресурса техногенного месторождения можно считать инновационным процессом. Актуальность проблемы рациональной добычи и использования низконапорного газа в России связана с рядом 3 факторов: технологическая сложность и высокая экономическая стоимость вовлечения в хозяйственный оборот объемов низконапорного газа, вследствие низкого давления в пластах и трудности его транспортировки по газопроводам. Под рациональным использованием понимается экономическая целесообразность добычи и использования ресурса техногенного месторождения в целях получения комплексного положительного эффекта для всех участников рынка: субъектами Российской Федерации, добывающими компаниями и конечными потребителями, промышленными производствами и домохозяйствами. Каждый из участников выполняет свою роль в процессе формирования институциональной среды, включающей в себя не только нормы, правила, экономические условия реализации проектов, но и социально-экономическую целесообразность освоения техногенных месторождений, оценку влияния на внешние и внутренние факторы, а также дальнейшие пути использования результатов освоения и разработки ресурсов. Цель работы: оценка условий и выявление рамок эффективного освоения энергетических ресурсов техногенного происхождения (на примере низконапорного газа). Для достижения поставленной цели предполагается решение следующих задач: 1) выявление роли и место техногенных месторождений в современной экономике: определение рамок условий их освоения и потенциала залежей низконапорного газа в России; 2) определение направления использования ресурсов техногенных месторождений - на примере низконапорного газа; 3) анализ роли локальных рынков в формировании спроса на продукцию техногенных месторождений (низконапорного газа); 4) оценка стоимости продукции техногенных месторождений (низконапорного газа). Теоретической и методологической базой исследования являются работы отечественных и зарубежных ученых Козинцев А.Н., Крюков В.А., Макаров А.Б., Бажин В.Ю., Чугунов А.Н., Талалай А.Г., Иванов С.И., исследовательские отчеты мировых энергетических объединений, официальная информация добывающих и перерабатывающих компаний, а также официальные статистические данные Федеральной службы по статистике Российской Федерации и органов исполнительной власти. Практическая значимость заключается в выявлении условий и рамок эффективного освоения ресурса техногенных месторождений и методологических рекомендаций добывающим компаниям и регионам по добыче и рациональному использованию низконапорного газа. Объект исследования: месторождения минерально-сырьевых ресурсов техногенного происхождения (на примере объектов, содержащих низконапорный газ). 4 Предмет исследования: условия и рамки эффективного освоения ресурсов техногенных месторождений (на примере низконапорного газа). Методика исследования: статистический анализ и численное моделирование эконометрических параметров, определяющих спрос на продукцию техногенных месторождений, а также моделирование затрат и доходов в процессе освоения низконапорного газа. Краткое содержание работы (аннотация). Введение содержит обоснование актуальности работы, определяются основные цели и задачи исследования, их теоретическая и практическая значимость, а также характеризуется методика исследования. В первой главе «Роль и место техногенных месторождений в современной экономике» дается определение техногенных месторождений и низконапорного газа (далее – ННГ), дается анализ ресурсов ННГ и потенциальных залежей в России. Вторая глава включает характеристику направлений использования низконапорного газа в России на основе анализа мирового опыта. Кроме того, данной части работы проведен статистический анализ и численное моделирование эконометрических параметров, определяющих спрос на продукцию техногенных месторождений по субъектам Российской Федерации, также проведен кластерный анализ по регионам России и потенциальному определению направлений спроса на ресурс техногенных-месторождений. Третья глава работы включает в себя расчеты по оценке экономической эффективности газового месторождения с момента начала добычи и до наступления этапа падающей добычи, проанализирована цена «нэт-бэк» низконапорного газа и проведено сравнение с издержками по направлениям использования продукта из ННГ на территории региона. В заключении проводятся результаты исследования и рекомендации по их применению. 5 Глава 1. Роль и место техногенных месторождений в современной экономике. Одним из последствий периода активного индустриального развития является образование техногенных месторождений: скоплений минеральных веществ на поверхности Земли или в горных выработках, представляющих собой отходы горного, обогатительного, металлургического и других производств и пригодные по количеству и качеству для промышленного использования. [32] Техногенно-минеральное сырье обладает разнообразным химическим и минеральным составом, условно подразделяясь на две группы - близкое по своему составу к природному сырью и существенно отличающееся от него. Эти особенности техногенноминерального сырья определяют и области его применения. Сырье первой группы широко применяется в стройиндустрии, а также как крупнотоннажные отходы используется для сооружения дамб хвостохранилищ, засыпки выработанного пространства и т. п. Особую ценность здесь представляет техногенно-минеральное сырье в виде забалансовых убогих руд, а также техногенно-минеральных образований отвалов разработки рудных месторождений, содержащих повышенные концентрации различных металлов. [33] Более сложным для практического применения является техногенно-минеральное сырье второй группы. Здесь активно ведется поиск новых технологий и новых направлений использования, что наиболее ярко проявляется в использовании техногенно-минерального сырья топливно-энергетического комплекса. Выделяются следующие причины образования техногенных месторождений: 1) потери ценных компонентов, неизвестных науке в период отработки месторождения, в продуктах горно-металлургического передела; 2) потери ценных компонентов вследствие несовершенства существующих на момент отработки технологий их извлечения; 3) потери ценных компонентов из-за недостаточной степени изученности руд и продуктов их переработки на содержание ценных компонентов; 4) потери в технологических цепях химических, металлургических и других производств, когда используемые в технологии ценные компоненты накапливаются в шламах, отстойниках, сбросных водах и т.д.; 1. потери ценных компонентов, образующихся в результате ядерных превращений и захораниваемых в отходах производств ядерно-топливного цикла; 2. потери ценных компонентов при проведении технологических процессов (плавка и т.д.) в зданиях и помещениях; 3. потери ценных компонентов в свалках промышленных и бытовых отходов; 4. потери ценных компонентов вдоль путей транспортировки, в районах перегрузки и хранения сырья и готовой продукции; 5. сточные шахтные и карьерные воды, подтоварные воды, извлекаемые при добыче углеводородного сырья; 6. накопление отходов добычи, обогащения и переработки, для которых не были найдены эффективные направления использования. [11] Как правило, рассматриваются те техногенные месторождения, которые обладают следующими особенностями: 1) расположены в промышленно развитых районах; 2) зачастую – находятся на поверхности и имеют высокую степень рассеянности полезных ископаемых ; 3) очень большой спектр искусственных минеральных форм, их количество превышает 30000, что почти в десять раз превосходит число известных природных минералов; 4) часто представляют вред для окружающей среды; 5) для разработки требуются более совершенные технологии. [34] Существуют различные основания классификации техногенных месторождений: по морфологическому признаку, составу, возможным областям использования, экологическому воздействию, процессам образования и др. [11] А.Б. Макаров предложил использование иерархической классификации по ряду признаков, ключевым из которых выступает процесс образования техногенного месторождения. [32] Данный подход к классификации нам представляется наиболее соответствующим целям работы: он охватывает всю производственную цепочку добычи ископаемых и в первой категории инкорпорирует технологические месторождения углеводородов. 1. Месторождения, образованные в ходе добычи: - отвалы горных предприятий: терриконы угольных шахт и разрезов; отвалы рудников и карьеров сульфидных руд цветных металлов; отвалы рудников и карьеров оксидных и силикатных руд черных и легирующих металлов - разработанные месторождения углеводородов. 2. Месторождения, образованные в процессе обогащения: - шламо- и хвостохранилища 3. Месторождения, образованные в процессе переработки: - отвалы металлургических производств черной и цветной металлургии: шлаки; шламы. 7 Таким образом технологические месторождения значительно отличаются по морфологическому признаку, составу, возможным областям использования добытого ресурса от первоначальных (традиционных) объектов добычи и освоения минеральносырьевых ресурсов. 1.1. Техногенные месторождения - рамки и условия их освоения. Освоение техногенных месторождений зачастую сталкивается с трудностями на самом первом этапе, поскольку основной Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992 N 2395-1, регулирующий деятельность по добыче, не содержит указаний относительно техногенных месторождений. В основе всех нормативных актов лежит принцип освоения крупных месторождений: разработка и согласование проекта геолого-разведочных работ, многостадийная разведка, утверждение запасов в государственной или территориальной комиссии по территориальным запасам полезных ископаемых, разработка и согласование технических проектов отработки месторождения во многих инстанциях с проведением многочисленных экспертиз. [62] Таким образом, в результате прохождения всех требуемых законом процедур удорожается конечный продукт, который зачастую изначально имеет низкую рентабельность. Техногенные месторождения требуют иного подхода к исследованию и разработке. Значительные отличия методики исследования техногенных месторождений от разведки природных месторождений отмечаются многими исследователями. [32] Данные различия обусловлены приведенными выше особенностями техногенных месторождений, вследствие которых существует необходимость исследования сложного минерального состава на ограниченной территории. [55] Технологии исследования техногенно-минеральных месторождений определяются прежде всего особенностями их вещественного состава и возможными направлениями использования техногенно-минерального сырья. [33] Комплексное исследование техногенного месторождения проводится в несколько основных этапов, первым и наиболее важным из которых являются оценочные работы. Они включают исследование материалов откосов, поверхности отвалов, керна скважин колонкового бурения. На втором этапе проводятся минералогические анализы, направленные на изучение состава техногенного месторождения. В настоящее время для этого все чаще применяют ядерно-физические методы анализа, которые подходят для веществ в любом агрегатном состоянии (твердом, жидком и газообразном) и которые наиболее эффективны для определения тяжелых и радиоактивных металлов. 8 Третий этап предполагает обработку полученной информации, составление геологической карты и разрезов, оценку концентраций полезных компонентов и прогнозную оценку запасов. Для оценки прогнозных ресурсов полезных компонентов, характеризующихся в первую очередь объемом отвала и содержанием полезных компонентов, привлекаются все доступные аналитические данные. Требуется совершенствование нормативно-правовой базы обращения с отходами с точки зрения уточнений основных категорий георесурсов. В «Методических рекомендациях по технико-экономическому обоснованию кондиций для подсчета запасов месторождений твердых полезных ископаемых (кроме углей и горючих сланцев)», утвержденных распоряжением МПР России от 05.06.2007 г. № 37-р, техногенные месторождения представлены отвалами вскрышных торфов, гале-эфельными отвалами и накоплениями илов бывших илоотстойников. И только с определенной долей условности к техногенным россыпям относят остаточные целиковые части месторождения, частично или полностью погребенные под отвалами («хвостами») предшествующих отработок. Инвесторов же в первую очередь интересует именно последний вид техногенных месторождений. В Приложении 1 представлены основные технологии эксплуатации техногенных месторождений, применяемые в настоящее время, а также перспективы вовлечения в эксплуатацию в условиях применения нового подхода. [45] Противоречия в законодательстве препятствуют разработке техногенных месторождений в границах горного отвода, на котором предприятие ведет добычу согласно лицензии на право пользования недрами. С одной стороны, статья 22 закона «О недрах» гласит, что пользователь недр имеет право проводить без дополнительных разрешений геологическое изучение недр за счет собственных средств в границах горного отвода, предоставленного ему в соответствии с лицензией. С другой стороны, невозможно вести какие-либо горные работы без согласованного технического проекта разработки месторождения или проекта геологоразведочных работ. [62] Суммируя вышесказанное, специалисты выделяют следующие необходимые корректировки законодательной базы, направленные на стимуляцию разработки техногенных месторождений: 1. Ввести новую классификацию запасов углеводородов, 2. В законе «О недрах»: - установить критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым, техногенным и высоко выработанным, - установить безаукционный (безконкурсный) доступ малых предприятий к мелким, трудноизвлекаемым, техногенным и высоко выработанным запасам. [36] 9 Таким образом, освоение техногенных объектов требует кардинального изменения условий и рамок реализации проектов. Изучая мировой опыт, можно отметить, что освоение техногенных месторождений производится в таких странах как США, ЮАР, Канада, Чили, Австралия. В указанных странах активно строятся и эксплуатируются более 20 видов установок для переработки лежалых хвостов, с содержанием меди, свинца, олова, золота, тяжелых металлов, флюорита. В США существует Геологическая служба Соединенных Штатов, которая ежегодно проводит оценку количества техногенных месторождений и потенциальных ресурсов, расположенных на данных участках. Кроме того, Геологическая служба совместно с государственными органами и представителями бизнеса проводят оценку экономическо-социальных критериев, экологических параметров, чтобы определить потребность в разработке техногенных месторождений. Оценка экологического воздействия техногенных ресурсов мотивирует регуляторы формировать благоприятные условия для добывающих компаний в целях минимизации экологических рисков. К таким условиям относятся: снижение налоговой нагрузки на добычу полезных ископаемых, а также на полученную прибыль; формирование институциональных условий для развития высокотехнологичных устройств (низкие кредитные ставки, поддержка НИОКР); ужесточение экологического законодательства; ежегодный контроль и оценка экономическо-социальных и экологических последствий освоения техногенных объектов. [3] Таким образом, освоение техногенных месторождений в Северной Америке активно развивается. Например, на фабрике Моренси (США) располагается самая крупная установка мощностью 60 тыс. т хвостов в сутки, которая позволяет повторно переработать 1 млн. т хвостов с содержанием меди 0,5% и получить дополнительно 5 тыс. т металла. Также на месторождениях применяется метод цианирования, с помощью которого извлекается золото, а остаточный материал промывают водой и направляют в закладку выработанных пространств на рудниках. Тем самым добывается необходимый ресурс и утилизируются отходы. Кроме того, в США полностью перерабатываются все доменные и сталеплавильные шлаки. В свою очередь золошлаковые отходы (например, германий) активно используют в военной области: строительство и оснащение боевой техники, приборы инфракрасного видения. Несмотря на активное использование указанных отходов в промышленности, в народном хозяйстве потребление продуктов техногенных месторождений составляет около 5% общего выхода этой продукции. 10 Пиритные концентраты комплексно используются в Германии, Японии, Италии, Канаде, США, Швеции, Испании, Бельгии, Франции, Финляндии, Португалии, Румынии, Чехии, Польше, Кубе. Из пиритных концентратов извлекаются цветные и благородные металлы, а железистый остаток используются в производстве и металлургии в качестве доменного сырья. Так, например, в Германии переработке подвергаются 100% доменных и 88% сталеплавильных шлаков. [13] Немецкое Правительство активно формирует внутреннюю структуру взаимоотношений малого и среднего бизнеса в цепочке производства, основанную на контрактных отношениях различных узкоспециализированных компаний и операторов. Правительство поддерживает свои добывающие и перерабатывающие компании, активно лоббируется система заключения контрактов и выдачи разрешений на тот или иной вид деятельности в рамках только немецких компаний. Производители других стран, даже стран ЕС, сталкиваются с трудностями и административными барьерами при включении в данную цепочку производства. Значительные запасы ресурсов техногенных месторождений (бурого угля) были обнаружены в Польше, также были проведены исследования в заинтересованности промышленных компаний по производству плитки, кирпича в освоение данных месторождений, однако, как и в России, в Польше освоение данных месторождений невозможно без конкретного определения правового статуса техногенного ресурса и техногенных месторождений, норм и законодательства для регулирования процессов, а также соответствующих финансовых стимулов. [4] 1.2. Ресурсы низконапорного газа как один из примеров техногенных месторождений Основные газодобывающие районы и крупнейшие газовые месторождения России сейчас вступают в завершающий период эксплуатации (рис. 1), который характеризуется нерентабельностью бескомпрессорной подачи газа в магистральные газопроводы, необходимостью поддержания достаточно высоких давлений в устьях скважин и связанным с этим изменением технологических режимов их эксплуатации. [40] Рисунок 1: Динамика добычи сеноманского газа по месторождениям ЯНАO [53] Сеноманский ярус (сеноман) — самый нижний ярус верхнего мела. Включает породы, образовавшиеся в течение сеноманского века. В Западной Сибири сеноманский ярус содержит уникальные месторождения природного газа, из которых в настоящее время производится бо́льшая часть добычи российского газа. (Сеноманский ярус — статья из Большой советской энциклопедии (3-е издание)) 11 Источник: Саранча А.В. и др. Технологии добычи низконапорного сеноманского газа Между российскими определению экспертами низконапорного газа, существуют ниже разночтения представлены в подходах несколько к примеров, иллюстрирующих существующую разнородность. Представители ООО «ИРЦ Газпром» определяют низконапорный газ как газ, «промышленное использование которого с глубоким компримированием и дальнейший транспорт экономически не рентабельны или низкорентабельны». [39] Специалисты ООО «Оренбурггазпром» дают определение с точки зрения экономического и технологического аспектов: «Низконапорный газ – это газ, имеющий место в технологических схемах разработки, добычи и переработки продукции нефтегазоконденсатных месторождений, вовлечение которого в промышленный оборот и хозяйственное использование сопряжено со значительными техническими проблемами и материальными затратами». [16] Подход, предлагаемый ООО «ВНИИгаз», и поддерживаемый научным сообществом, делит процесс добычи на следующие этапы и соответствующие им категории запасов газа: [57] - бескомпрессорный – газ категории А; - с компримированием для дальнейшего транспорта: в одну ступень (n = 1,44) – газ категории В, в две ступени (n = 1,44х2,2) – газ категории С, в три ступени (n = 1,44х2,2х2,2) – газ категории D; - утилизация газа в районе добычи – газ категории Е; - неизвлекаемый газ – категория F. 12 Выделенные категории А, В и С относят к «высоконапорному газу», который извлекается в периоды нарастающей и постоянной добычи при помощи традиционных технологий и способов извлечения. Категории D и E включают «низконапорный газ», который добывается в период падающей добычи, и таким образом требует значительных дополнительных затрат, связанных с реконструкцией существующей инфраструктуры, применением более совершенных технологий. Низконапорный газ по ряду свойств относится к техногенным месторождениям, образованным в ходе добычи: 1. процесс образования месторождения низконапорного газа связан с промышленной деятельностью; 2. нахождение на инфраструктурно развитой территории; 3. для извлечения требуются дополнительные технологии. Как и для техногенных месторождений в общем, в рамках процесса освоения и использования ННГ существуют следующие риски, которые могут повлиять на добычу, переработку ННГ, а также на формирование спроса на продукт. - Цена добычи ННГ, которая может влиять на цену конечного продукта. При высоком уровне затрат на добычу и транспортировку компании не будут готовы добывать ресурс, ни для собственных нужд, ни для дальнейшей реализации. В случае приемлемой цены добычи, но высокой цены конечного продукта потребитель не сможет покупать продукт. - Наличие доступа к инфраструктуре (газотранспортным и дорожно-транспортным системам). ОАО «Газпром» обладает монопольным правом на магистральный трубопровод и может ограничить доступ к системе других участников. - Наличие доступа к перерабатывающим заводам. ОАО «Газпром» и ОАО «Сибур» на праве собственников заводов, могут отказать участникам рынке поставлять ресурс для дальнейшей переработки. - Отсутствие рыночных механизмов при формировании цены на газ для потребителей. Государство регулирует цены на газ для каждого региона, а также тарифы по транспортировке и доступу к транспортной системе. - «Горизонтальная» система налогообложения по добыче полезных ископаемых. НДПИ не учитывает технологические особенности и затраты на добычу полезных ископаемых. - Отсутствие на рынке отечественных технологий для генерации электроэнергии на ресурсе с низким давлением, технологий для СПГ. 13 Для стимуляции извлечения низконапорного газа со стороны государства требуется создание благоприятных институциональных условий. Помимо устранения противоречий и пробелов в законодательстве, необходимо формирование ценовых и/или налоговых стимулов для освоения залежей низконапорного газа, поскольку последние характеризуются высокой себестоимостью добычи. В целях минимизации существующих рисков Федеральной службой по тарифам были установлены стандартные тарифные ставки, определяющие величину платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования с проектным рабочим давлением в присоединяемом газопроводе 0,6 МПа и менее. Кроме того, возможен переход к системе СРП или дифференцированной налоговой ставке для объектов добычи ННГ. Дифференцированный подход к налогообложению в наиболее совершенном виде: - учитывающий различие месторождений по географическому положению, горногеологическим условиям, качеству запасов и стадиям их разработки; - базирующийся на объективной исходной информации; - учитывающий как интересы государства, так и недропользователей; - стимулирующий недропользователей к применению современных энергосберегающих технологий, повышающих эффективность добычи углеводородного сырья; - способствующий соблюдению сроков освоения месторождения. [21] Данные методы позволят стимулировать развитие независимых малых и средних нефтегазовых компаний, которым, как правило, достаются сложные и низкорентабельные месторождения. В процесс снижения вероятностных рисков должны быть вовлечены все участники рынка. В свою очередь, добывающие компании должны вовлечь в процесс добычи малодебитных месторождений и трудноизвлекаемых ресурсов энергосберегающие технологии, повышающие производительность. В период активного импортозамещения данные технологии вполне вероятно могут оказаться на рынке. Кроме того, компании могут брать на субподрядные работы компании – представителей малого и среднего бизнеса. Административно-управленческие и накладные затраты небольших компаний значительно меньше, чем аналогичные затраты ВИНКов, что может минимизировать совокупные затраты в процессе добычи. Также стимулировать добычу ННГ может переход от регулируемых государством цен на газ к свободным ценам, устанавливаемым рыночными законами, но данный механизм влечет за собой изменение институциональных условия и вряд ли является реалистичным. 14 1.3 Потенциал залежей низконапорного газа в России . В «Энергетической стратегии России до 2030 года» «увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (низконапорный газ) в структуре минерально-сырьевой базы газовой промышленности» включено в долгосрочные тенденции развития газовой промышленности страны. Многими экспертами отмечается, что запасы газа крупнейших разрабатываемых месторождений Западной Сибири - основного газодобывающего региона страны (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) выработаны на 65 - 80 процентов и перешли в стадию активно падающей добычи. [26] На текущий момент суммарные остаточные запасы газа сопоставимы с объемами новых газовых месторождений, а к 2020 году их потенциал в ЯНАО по прогнозам достигнет 3 трлн. м3 с перспективой удваивания к 2030 году. [20] Ученые указывают на неоднозначность оценки запасов низконапорного газа, обусловленную разницей в результатах оценки объемным методом и методом материального запаса. Несовпадение в величине остаточных запасов, оцененных разными методами, составляет около 1 трлн. м3. [12] В Таблице 1 приведены существующие количественные данные об остаточных запасах сеноманского газа в основных месторождениях Западной Сибири. Предстваленная динамика исчерпания запасов природного газа свидетельствует, что к 2020 году на добычу низконапорного газа будут вынуждены перейти все перечисленные месторождения, кроме Заполярного. Таблица 1: Остаточные запасы сеноманского газа по основным месторождениям Западной Сибири (% от начальных запасов) [41] Месторождение Годы 2010 2015 2020 2025 2030 Медвежье 16,8 13 11 Юбилейное 49,1 24,1 14,4 Ямсовейское 54,2 35,5 22 13,3 8,2 Вынгапуровское 20,7 19,5 Комсомольское 36,8 23,7 15,9 11,4 Западно42,3 30,3 21 15,3 Таркосалинское Уренгойское 27,6 23,5 20,7 18,7 17,2 Ямбургское 37,3 31,2 25,2 20,6 17,3 Заполярное 77,3 59,1 41,2 28,7 20,9 Переход крупнейших месторождений на добычу исключительно низконапорного газа ориентировочно ожидается экспертами в следующие сроки: [28] 15 - Медвежье месторождение - 2016-2017 г. - Уренгойское месторождение: Уренгойская площадь - в 2014-2019 г., Ен-Яхинская площадь - в 2021 - 2025 г.; - Северо-Уренгойское месторождение - в 2017 - 2025 г.; - Ямбургское месторождение (Центральная часть) - в 2024-2031 г. Добыча низконапорного газа осложнена рядом негативных процессов, из-за чего требует применения нового технологического оснащения и подходов к извлечению. Указанные негативные процессы также ведут к уменьшению дебитов скважин, вплоть до их остановки, и существенно повышают себестоимость извлекаемого газа К наиболее распространенным негативным явлениям относятся, например: [15] - обводнение залежи; - образование зон защемленных объемов газа вследствие неравномерности отработки залежи; - деградация и разрушение призабойной зоны; - моральный и физический износ оборудования; - снижение эффективности промысловой обработки добываемого газа. Текущий уровень развития технологий добычи и проектирования освоения месторождений позволяет достичь газоотдачи месторождений свыше 90% при принятии мер, направленных на снижение затрат на добычу низконапорного газа. [30] Альтернативным направлением развития является экстенсивное расширение области добычи природного газа, поиск новых газоносных провинций. Это потребует значительного увеличения удельных и абсолютных инвестиций, поскольку около 70% затрат при освоении новых месторождений приходится на создание газотранспортной системы. В результате, по оценкам экспертов, себестоимость добычи сеноманского газа на новых месторождениях будет выше в 1,5-2 раза. [43] Еще более дорогим решением будет продолжение добычи и переработки углеводородов («жирного» газа) из глубоких валанжинских и ачимовских залежей: уже сейчас себестоимость продукта на разведанных месторождениях в 1,5-2 раза выше, чем сеноманский газ. Перечисленные выше факторы обуславливают экономическую привлекательность добычи низконапорного газа в условиях развитой промышленной инфраструктуры. Однако существуют ограничения на рентабельность передачи низконапорного газа по магистральным трубопроводам, вследствие чего объекты газопотребления должны быть приближены к его источнику. 16 ОАО «Газпром» и другие российские компании предпринимают шаги в направлении вовлечения низконапорного газа в топливный баланс России. О своей заинтересованности в технологии освоения ННГ заявляли ОАО «Газпром», ОАО «Роснефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ», однако все проекты пока находятся на стадии технико-экономического обоснования. [44] Как отметил заместитель председателя правления компании Александр Ананенков, мировая практика еще не имела опыта утилизации таких огромных запасов низконапорного газа. [25] Выводы В первой главе дипломной работы рассмотрены вопросы разработки техногенных месторождений в целом и месторождений низконапорного газа в частности. Техногенно-минеральное сырье охватывает широкий спектр полезных ископаемых и элементов и обладает рядом характеристик, отличающих его добычу от разработки природных месторождений. Эти отличия определяют необходимость создания отдельного институционального режима для разработки техногенных месторождений: определения их понятия в законодательстве, введения отличных процедур для установления доступа к месторождениям. Ресурсы низконапорного газа по ряду характеристик являются одним из видов техногенных месторождений с высоким экономическим потенциалом. В текущих условиях основная газодобыча ведется на ограниченной территории в Западной Сибири, и расположенные на ней месторождения вошли в фазу падающей добычи. Эксперты прогнозируют исчерпание высоконапорного газа в них уже в среднесрочной перспективе, что поднимает вопрос о способах добычи и направлениях потребления большого объема низконапорного газа. Создание государством экономических стимулов к освоению залежей низконапорного газа включает введение дифференцированной шкалы налогообложения. Потенциал залежей низконапорного газа оценивается специалистами на уровне 5 трлн. м3 к 2030 году. Сейчас ведутся работы по снижению затрат на добычу низконапорного газа посредством развития технологий и способов извлечения. Также параллельно идет поиск альтернативных путей передачи и потребления низконапорного газа. 17 Глава 2. Направления использования ресурсов техногенных месторождений, на примере низконапорного газа. В настоящий момент месторождения, разработанные еще в СССР, иссякают. В виду чего, все большую актуальность приобретает вопрос замещений снижающихся объемов добычи новыми источниками углеводородов. Сохранение добычных мощностей на прежнем уровне возможно в случае применения следующих мер: вовлечение технологий в процесс добычи на месторождениях с падающим дебитом скважин, развитие сланцевых месторождений и разработка шельфовых месторождений. Добыча сланцевого газа и нефти в России находится на начальном этапе. ОАО «Газпром» проявлял интерес к развитию добычи сланцевой нефти, но с вводом санкций на иностранные технологии процесс практически остановился. Освоение и добыча на молодых материковых месторождениях и морских (шельфовых) ресурсов, бурение на которых с высокой долей вероятности может показать высокие дебиты. также связана с процессом вовлечения новейших дорогостоящих технологий, которые подразумевают значительные капитальные вложения. По прогнозным показателям ОАО "Газпром" потенциальный объем ресурса на шельфовых месторождениях достигнет 11 трлн. куб.м. газа, а добыча - около 210 млрд. куб.м. газа к 2025 году. [47] В акватории Карского моря компания ОАО «Газпром» будет проводить сейсмологические исследования на участках, лицензии на которые компания получила без конкурса в 2013 году. Проведение сейсморазведки на данных участках займет весь рассматриваемый период ввиду значительных размеров участков. Кроме того, активные сейсмологические исследования компания ОАО «Газпром» в 2015 году будет проводить на перспективных Семаковском, Антипаютинском и Тота-Яхинском участках. Данные месторождения находятся в непосредственной близости от материка и обладают большим добычным потенциалом. Близость от берега упрощает процесс исследования и дальнейшей добычи на вышеперечисленных участках. Имея технологический потенциал и платежеспособный спрос ОАО «Газпром» может нарастить объем добываемого углеводородного ресурса до 650–670 млрд куб. м. к 2020 году. Процесс подготовки запасов и ввода месторождения характеризуются значительными объемами финансовых вложений, сложностью и многостадийностью процессов, длительным периодом окупаемости проектов. Кроме того, в рамках существующих условий, которые ограничивают возможность привлечение иностранных технологий и приглашение в проекты иностранных партнеров, 18 остаточные запасы выработанных газовых месторождений в большей степени формируют резерв для сохранения объемов добычи. Данный резерв включает в себя объемы низконапорного газа на месторождениях с падающей добычей Ямало-Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа, Приволжского федерального округа. Стоит отметить, что остаточные запасы газа сопоставимы с объемами новых газовых месторождений. Например, остаточные запасы в выработанных месторождениях Западной-Сибири оцениваются примерно в 2,5 трл. куб. м. газа к 2020 году и около 5 трл. куб.м. к 2030 году. Кроме того, основной активный этап добычи на данных месторождениях пришелся не период СССР. Это стало определяющим фактором при определении принципов функционирования отрасли. В условиях централизованного управления задача стояла в максимизации объемов добычи при минимальных народнохозяйственных затратах. [61] В результате оптимизации сформировалась инфраструктура, представляющая ЕГС и газодобывающие районы с разветвленной системой магистральных и региональных трубопроводов. Разработанная модель также включала в себя централизованную цепочку процесса добычи, транспортировки и сбыта. Данный фактор указывает на то, объекты с падающей добычей обладают необходимой инфраструктурой для транспортировки ресурса, со сформированной отлаженной структура добычи и обслуживания объекта, что в первую очередь, снижает значительный уровень потенциальных издержек. Однако добыча низконапорного газа влечет за собой дополнительные капитальные затраты и технические сложности, связанные с низким давлением ресурса. Следовательно, классическая структура добычи газа, и его дальнейшая транспортировка по региональным и магистральным сетям в рамках добычи низконапорного газа не является экономически целесообразной. В виду вышеперечисленных особенностей компании ищут новые стратегические маневры для освоения остаточных запасов на уже обустроенных месторождениях. Основываясь на мировом и отечественном опыте, основными направлениями использования низконапорного газа являются: - компримирование и транспортировка через систему трубопроводов, в том числе для потребителей в местах непосредственной близости месторождения с крупными объектами потребления; - производство метанола и моторного топлив; - выработка электроэнергии и энергообеспечение собственного добывающего комплекса; - переработка на технический углеводород и применение в газонефтехимии; - производство сжиженного природного газа. 19 2.1.1. Компримирование и транспортировка по системе магистральных трубопроводов. Собственное давление низконапорного газа не превышает 0,4-0,5 Мпа. Данного давления недостаточно для транспортировки низконапорного газа между объектами нефтегазодобывающего комплекса, а также для закачки в трубопровод с целью транспортировки до головной компрессорной станции, обеспечивающей доставку газа стороннему потребителю. Для обеспечения необходимого давления на месторождениях устанавливают «малые» компрессорные станции, мобильные компримированные установки и вакуумные компрессорные установки, сконструированные на основе дожимных компрессорных установок. Кроме того, при падение объемов добычи ресурса необходимо устанавливать более мощные дожимные компрессорные станции, что влечет за собой значительные капитальные вложения. Например, установка дополнительной ДКС мощностью 16 МВт обойдется в среднем 11 млн. дол. США (Ц =700$*16000КВт). Транспортировка некомпримированного низконапорного газа актуальна только в случае наличия транспортной инфраструктуры для обеспечения ресурсом основных промышленных потребителей и жилищно-коммунальных хозяйств, расположенных в непосредственной близости к объекту добычи. Очевидно, что строительство отдельной инфраструктуры для транспортировки низконапорного газа, либо высвобождение существующих трубопроводов является экономически нецелесообразной для регионов, удаленных от места добычи. Кроме того, при организации доступа к магистральной газопроводной системе природный газ получает приоритет над низконапорным газом. Это происходит вследствие того, что при прочих равных условиях природный газ требует меньших (по сравнению с ННГ) затрат на его добычу, транспортировку и подключение к газопроводу. Низкая конкурентоспособность ННГ объясняется его неудовлетворительным компонентным составом: сухой отбензиненный газ не всегда соответствует высоким стандартам, предъявляемым к газу, сдаваемому в магистральную газотранспортную сеть. Эта ситуация является препятствием по организации равного доступа к магистральной трубе и газоперерабатывающим заводам для нефтяных компаний, пришедших на рынок с ННГ. Ни ОАО «Газпром», ни ОАО «Сибур» не подотчётны перед государством за безосновательный отказ в приёмке ННГ для транспортировки и переработки. [58] В виду удаленности основных месторождений с ресурсом ННГ, наличие развитой сети трубопроводов, а также отсутствием транспортной наземной инфраструктуры (асфальтированные дороги) компримирование газа и дальнейшее перемещение его по 20 существующей системе трубопроводов является актуальным направлением использования ресурса. 2.1.2. Производство моторного топлива и метанола. Направление, включающее использование ННГ для производства газохимической продукции (метанола, моторного топлива и т.д.). В соответствии с расчетами BP мировой спрос на газомоторное топливо в 2014 году составил около 60 млрд. куб. м. [1] По оценкам IEA потребление газомоторного топлива в мире будет расти и составит 213 млрд. куб. м. к 2035 году. Преимущественно СПГ и КПГ планируется использовать в качестве топлива для автобусов и грузовиков. [2] В России также развивается рынок ГМТ, который получил свой старт с Распоряжения Правительства РФ от 13 мая 2013 года №767-р «О расширении использования природного газа в качестве моторного топлива». В соответствии с указанным документом не менее половины общественного и коммунального транспорта в крупных российских городах планируется перевести на газомоторное топливо, что позволит увеличить внутренний спрос на газ. В целях исполнения распоряжения к 2020 году на ГМТ должны перейти: а) в городах с численностью населения более 1000 тыс. человек - до 50 процентов общего количества единиц техники; б) в городах с численностью населения более 300 тыс. человек - до 30 процентов общего количества единиц техники; в) в городах и населенных пунктах с численностью населения более 100 тыс. человек - до 10 процентов общего количества единиц техники Кроме того, низконапорный газ является ресурсом для производства нафты, нормальных парафинов, базовых смазочных масел, керосина (авиационного топлива) и газойля (дизельное топливо), используя технологию GTL. Мировыми лидерами по использованию данной технологии являются компании: Shell, Sesol, Pedro SA, Chevron. Shell является лидером по производству синтетических масел, которые популярны на рынке и позволяют экономить около 3 % топлива, повышают стойкость двигателя к окислению при высоких температурах, снижают количество испарений в двигателе, и являются средством очищения двигателя. [35] В России опыт развития технологии GTL находится на стадии становления. В 2014 году ОАО «НК «Роснефть» начала проект по установке GTL на Новокуйбышевском НПЗ. По оценкам компании ОАО «НК «Роснефть» установка будет производить 300 - 600 тонн синтетических жидких углеводородов, а инвестиции на реализацию проекта оказались ниже иностранных аналогов. [8] Для сравнения, аналогичный проект около города Надым 21 планировался к запуску совместными усилиями компаний Shell и ОАО «Газпромнефть». Плановый объем переработки составлял 12 млрд. куб.м. газа в год и мощностью около 7 млн. т. в год по технологии GTL, с объемом начальных инвестиций 7-8 млрд. дол. США. Также разработки по данному направлению ведут такие компании как ОАО "Газпром", ОАО "Лукойл", ЯТЭК. По данным компании ОАО «GTL» и ОАО «НК «Роснефть» среднее значение затрат в мире на тонну получаемого продукта методом GTL составляет 2767 долл. США в год. Таблица 2: Перечень действующих и планируемых заводов по производству продукции методом GTL. Проект Местоположение Мощность тыс. т./год Объем инвестиций, млрд. дол. США Объем инвестиций, дол. США в год Текущие проекты Mossel Bay GTL Mossel Bay GTL Expansion Bintulu GTL Oryx GTL Pearl GTL ЮАР ЮАР Малайзия Катар Катар 1500 700 700 1600 7500 4 3,7 1 1,5 19 2666,67 GTL Россия, Братское газоконденсатное месторождение 100 0,51 5060,00 Syntroleum Австралия 470 0,50 1080,00 BBPLC Conoco США США 14 18,8 2,89 0,10 6150,00 4000,00 Планируемые проекты Узбекистан 1300 Туркменистан 500 3,7 0,8 2846,15 1600,00 1250,00 Uzbekistan GTL Navum & Turkmengas China GTL Shell, ОАО "Газпромнефть" Китай Россия, Надым 800 7000 1 8 5285,71 1428,57 937,50 2533,33 1142,86 Источник: ИК «Энергокапитал» [17], А.М. Кузнецов, д.т.н., В.И. Савельев, Н.В. Бахтизина, к.э.н., Индустрия GTL: состояние и перспективы. [29] В настоящее время в России инновационными организациями (ООО «Газохим Техно», ООО «Энергосинтоп-Инжиниринг», ООО «Инфра технологии», Институт нефтехимического синтеза РАН, ООО «СИТИС» и др.) разрабатываются технологии внедрения и развития GTL в России, однако, большинство проектов находятся на стадии научной проработки и оценки эффектов и пилотных проектов. Помимо развития рынков КПГ, СПГ и продуктов, произведенных по технологии GTL, приоритетным является развитие рынка метанола. В 2014 году мир потребил 71 млн. т. метанола: 22 Рисунок 2: Мировое потребление метанола, 2014г., % 3% 11% Азия Европа 17% США 69% Источник: Сайт компании Methanol Market Services Asia [48] По оценкам Methanol Market Services Asia мировой спрос на метанол вырастет на 22 % к 2018 году, существенная доля потребления также сохранится за Азиатскими странами. [48] В России на 2014 год по оценкам компании CREON Energy производится около 36 млн./т. в год, основными производителями продукта являются «Метафракс», «Сибметахим» и «Томет». [49] Стоит отметить, что 30 % от общего объема производимого метанола используется внутри заводов, остальные 70 % применяется в нефтехимической (производство формальдегида и изопропена), газовой промышленности и экспортируется: Рисунок 3: Потребление метанола, исключая внутреннее потребление, 2014 г., % 8% Нефтехимичская промышленность 44% 35% Добыча углеводородов Экспорт Прочее 14% Источник: CREON Energy, Материалы Девятой международной конференции «Метанол 2014». Наиболее крупными потребителями метанола являются нефтехимические производства «Сибур» и ГК «Титан». Добывающая отрасль использует метанол в качестве 23 антигидратного реагента для предупреждения гидратообразования, так и для ликвидации возникающих по каким-либо причинам гидратных отложений (несплошных гидратных пробок). Он также постоянно рекомендуется как ингибитор гидратообразования и на вновь проектируемых месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона и группы месторождений п-ова Ямал. Метанол используется на Оренбургском, Карачаганакском и Астраханском ГКМ, в составе природного газа которых присутствует сероводород и диоксид углерода, а также на большинстве ПХГ, ГРС и шельфовых ГКМ. [14] Кроме того, Россия является экспортером метанола в страны Восточной Европы и Турцию, объем экспорта метанола в 2014 году составил около 38 %. Такой рост потребление метанола в качестве топлива и горючего в мире связан с тем, что запасы данного ресурса значительно больше запасов нефти, кроме того метанол как топливо обладает рядом преимуществ перед СПГ и КПГ. В частности, двигатели на метаноле не требуют кардинальных модификаций двигателя и развитой системы заправочных станций. В нефтехимическом и добывающем производстве метанол также будет продолжаться использоваться в виду относительной небольшой стоимости продукта, технологических характеристик (низкая температура замерзания, сравнительная малая растворимость в нестабильном конденсате, высокая эффективность реагента) и доступность продукта на внутреннем рынке. Таким образом, производство метанола из низконапорного газа будет обеспечено спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынках. 2.1.3. Выработка электроэнергии и энергообеспечение соб ственной добычи. Низконапорный газ в качестве ресурса для генерации энергии может использоваться по двум направлениям. Первое направление – компримирование низконапорного газа до давления необходимого для транспортировки по газопроводам. Использование данного метода позволит обеспечивать ресурсом генерирующие мощности регионов. Также ННГ можно использовать как ресурс для выработки электро – теплоэнергии на децентрализованных объектах генерации, которые устанавливаются в малых поселениях, удаленных от распределительных и магистральных энергетических сетей. Так как основные месторождения ННГ расположены именно в таких регионах, это направления использования ННГ является перспективным. Второй менее затратный способ (так как нет затрат на транспортировку ресурса) – это использование низконапорного газа для обеспечения энергией и теплом добывающего комплекса. Применение ННГ при втором варианте генерирующие мощности 24 устанавливаются вблизи кустов скважин. Однако, рассматривая данный метод использования ННГ, необходимо также учитывать, что большинство генерирующих установок также работают с газом нормального давления. Следовательно, для нужд собственной генерации необходимо будет использовать генерирующие мощности, которые способны работать с газом низкого давления, либо также использовать мощности по компримированию. 2.1.4. Переработка с получением технического углерода и развитие газонефтехимии. Рынок нефтехимической продукции в России активно развивается. Темпы роста нефтехимической промышленности Российской Федерации опережают темпы развития ВВП. Рисунок 4: Темп роста нефтехимической промышленности и ВВП России, 20102013 гг., % 121.50% 113.10% 110.60% 109.50% 104.50% 104.30% 107.40% 104.10% 103.40% 107.30% 105.40% 101.30% 2010 2011 Производство нефтехимической продукции 2012 Переработка пластмас 2013 ВВП России Источник: Презентация Мустафин Х. Кластерное развитие газонефтехимии Республики Татарстан. Так стоимость произведенной нефтехимической продукции в 2013 году в России составила 77 млрд. дол. США, из них на экспорт было реализовано продукции стоимостью 35 млрд. дол. США. В 2013 году было потреблено 5,7 млн. тонн пластика, 50,8 млн. шт. шин, 1,5 млн. тонн синтетического каучука. В соответствии со «Стратегией развития химической и нефтехимической промышленности РФ на период до 2030 года» интенсивные темпы наращивания объемов переработки пластмасс должны сохраниться и потребление изделий из пластмасс к 2030 году составит 79,4 кг./чел. в год. [7] В свою очередь, технический углерод применяется в газонефтехимии и служит сопутствующим сырьем для производства изделий из пластмасс, шин, резиново25 технических изделий. Кроме того, активно развивается печать на 3D-принтерах, с помощью которых можно напечатать самые разные изделия из пластика – от предметов домашнего обихода до сложных медицинских препаратов. Технический углерод является сырьем для печати. Производство технического углерода происходит при помощи термических распадов органического вещества или же при возникновении химического процесса неполного сгорания (печной процесс, термический процесс, канальный процесс). Углерод технический на отечественном рынке в среднем стоит 75 руб./кг, строительная сажа – 60 руб./кг, при этом стоимость конечного продукта в разы превышает исходный продукт. С учетом широкого спектра применения технического углерода в промышленности при его низкой себестоимости, нефтехимические производства готовы вкладывать средства в развитие транспортной инфраструктуры для поставки ресурса. С 2013 года разрабатывается проект по транспортировке природного этансодержащего газа Валанжинского месторождения Тюменской области и переработка его на нефтехимических предприятиях Приволжского федерального округа. Размер капитальных вложений по данному проекту варьируется от 1000-1200 млн. дол. США. Учитывая вышесказанное, инвесторы заинтересованы в развитии использования газа по данному направлению, и в среднесрочной перспективе стоит ожидать высоки спрос на газ (в том числе ННГ), как ресурс для нефтехимического производства. 2.1.5. Получение сжиженного природного газа. На данный момент в России имеется совместный проект ОАО «Газпром» и компании Shell – «Сахалин-2», запущенный в 2009 году. Объем производительных возможностей на данном заводе составляет 10 млн.т. в год, капитальные затраты по строительству объекта оцениваются в 15 млрд. дол. США. Кроме того, были понесены дополнительные затраты на обеспечение инфраструктуры проекта: затраты на транспортировку до завода СПГ, танкерный флот, инфраструктура регазификации. Объем дополнительных инвестиции оценивается в 7 млрд. дол. США. Общая сумма капитальных и операционных затрат на реализацию «Сахалина-2» по первому и второму этапам составила $24,5 млрд. Стоит отметить, что проект реализует в рамках соглашения о разделе продукции, в рамках которого вместо НДС, налога на полезные ископаемые и других сборов Sakhalin Energy платит 6% роялти, начиная с момента добычи первой нефти до 2017 года. [55] Основываясь на данных операционных и капитальных затрат, примерная стоимость одной тонны СПГ составляет 2450 дол. США. По данным ФТС России экспорт СПГ в 2014 году составил 20,5 млн. куб. м. общей стоимостью 5243,5 млн. дол. США. 26 Следовательно, 1 тыс. куб.м. экспортируемого СПГ стоит 255 780 дол. США или 352 976 дол. США за тонну СПГ.1 Учитывая, что существуют накладные расходы, затраты на транспорт, регазификацию и т.д. доходность составляет около 30 - 40 %. Стоит отметить, что по данным ФТС России объем экспорта СПГ в 2014 году снизился на 28 %. [9] С учетом сложившейся ситуации на внешних рынках, потенциально, динамика незначительного снижения потребления Российского СПГ на внешних рынках может продолжиться. Рисунок 5: Экспорт Российской Федерации сжиженного природного газа 30 6000 25 5000 20 4000 15 3000 10 2000 5 1000 0 млн. дол. млн. куб.м. за 2010 –2014 годы. 0 2010 2011 2012 2013 количество, млн. куб. м 2014 стоимость, млн. долларов Источник: ФТС России. Также перспективным оценивается проект Ямал-СПГ, который реализуется совместно компаниями «Новатэк», Total, CNPC. Первая очередь общей мощностью 16.5. млн.т. на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения, должна заработать в конце 2016 года, примерный объем инвестиций в данный проект оценивается в 33,5 млрд. дол. США, с учетом вложений китайских инвесторов. [37] Таким образом проекты СПГ являются дорогостоящими, многостадийными проектами. В рамках наращивания объемов добычи нетрадиционных ресурсов углеводорода (сланцевый газ, газ угольных пластов), рынки сбыта СПГ становятся более неопределенными. Что касается реализации низконапорного газа в рамках проектов СПГ, целесообразно рассмотреть опыт Китая по установке мини-заводов по производству СПГ. Мини заводы обладают производственной мощностью 200 тыс. т в год или около 600 тыс. куб м. в день. Готовая продукция транспортируется потребителям в специальных автоцистернах, каждая емкостью 53 кубических метра. [46] По данным Federal Energy Regulatory Commission установленные цены на СПГ в Китае составили 6,6 дол. США за 1 1 тонна СПГ - это примерно 1,38 тыс м3 природного газа. 27 млн. брит. терм единиц (1 млн. брит терм. единиц = 27 куб. м.), то есть 244 дол. США за тыс. куб. м.2 Малотоннажное производство СПГ уже функционирует на территории РФ: Москва, (АГНКС) - 1 тонна в час, 9000 т/год Санкт – Петербург, (АГНКС) – 1,0 тонна в час, 9000 т/год Санкт – Петербург, ГРС «Никольское» - 0,35 тонны в час, 9000 т/ год Санкт – Петербург, ГРС «Выборг» - 0,6 тонны в час, 3000 т/год Екатеринбург, (АГНКС) – 0,5 тонны в час,2100 т/год Екатеринбург, ГРС-4 - 3 тонны в час, 26000 т/год.3 Однако при оценке использования низконапорного газа как ресурса для малотоннажного производства СПГ необходимо учитывать затраты на установку оборудования и транспортные затраты на перевозку баллонов СПГ, а также затраты на разгазификацию. В данной части работы рассмотрены направления использования ННГ на локальных рынках. В целях дальнейшего анализа рассмотрим потенциальный спрос, который формируют локальные рынки. 2.2. Роль локальных рынков в формировании спроса на продукцию техногенных месторождений. Основой социально-экономического развития большинства регионов России являются направления сырьевого сектора: добыча, переработка, обслуживание процессов добычи и транспортировки углеводородов. В рамках сложившейся динамики изменчивого внешнего рынка регионы столкнулись с необходимостью формирования стратегии развития. Именно ресурсный потенциал рассматривается как источник стабильного развития субъектов РФ. Результатом стабильного развития экономики является увеличения ВРП субъекта и как следствие ВВП страны в целом. Однако выбор стратегии развития субъекта – это уникальный комплементарный кейс. В рамках данного понятия любое изменение внутренних и внешних факторов (правил, законов, целей, процедур) не должно быть изолировано от других условий, иначе общего социально-экономического эффекта невозможно будет достигнуть. [24] Процесс недропользования должен быть имплементирован в стратегию развития региона с целью максимального достижения положительного социально-экономического эффекта. На текущий момент ситуация складывается иначе: стратегия развития региона на коррелирует с процессом освоения 2 3 http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf http://www.uralavtogaz.ru/oil/ 28 минерально-сырьевых ресурсов. Данный факт связан с тем, что региональный доход в виде налога на добычу полезных ископаемых поступает напрямую в федеральный бюджет, и потом пропорционально распределяется между всеми субъектами РФ в качестве бюджетных ассигнований. Таким образом, для субъектов не существует прямой экономической мотивации по развитию ресурснодобывающей отрасли. Стоит отметить, что помимо экономического фактора существует социальный аспект, в котором напрямую заинтересован регион. Социальный эффект от развития добывающей отрасли в регионе заключается в следующем: - обеспечение рабочих мест; - рост ставок заработных плат; - повышение уровня жизни; - строительство инфраструктуры; - строительство социальной инфраструктуры (детские сады, больницы) - увеличение объемов промышленного производства. [22] Следовательно, говоря о роли локальных рынков в формировании спроса на продукцию техногенных месторождений, в первую очередь, необходимо оценить значимость ресурсного фактора и фактора промышленного производства в экономике субъекта страны. Кроме того, добыча ННГ подразумевает рост издержек, что приведет к удорожанию конечного продукта либо исходного сырья. Изучение взаимосвязей между промышленными показателями и социально-экономическими характеристиками позволит более полно оценить необходимость добычи техногенного ресурса. В целях понимания значимости добычи углеводородов и промышленного фактора в процессе формирования валового регионального продукта и добавочной стоимости, построена регрессионная модель с использованием разнонаправленных характеристик. В модели участвуют следующие переменные: GRP - валовый региональный продукт4 на душу населения, млн. руб/чел.; Revenues - доходы субъекта РФ (сумма собственных и безвозмездных доходов), млн, руб.; Expenses – расходы субъекта РФ, млн. руб.; Average income - среднедушевые денежные доходы населения, руб.; Real average monthly salary of employees - реальная среднемесячная начисленная заработная плата работников, %; Валовой региональный продукт – это обобщающий показатель экономической деятельности региона, характеризующий процесс производства товаров и услуг. [www.gsk.ru]. 4 29 Volume of shipped goods - объем отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами по виду экономической деятельности Добыча полезных ископаемых, млн. руб.; Mineral extraction tax – НДПИ на добычу прочих полезных ископаемых, руб.; Wholesale gas prices - оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, предназначенный для последующей реализации, руб./1000 м3; The index of industrial production - индекс промышленного производства, %; Emission – выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух отходящих от стационарных источников, тыс. тонн. 2.2.1. Факторный анализ. Так как характеристики разнородные, с помощью факторного анализа выявим некоторое число основополагающих факторов и определим, что они представляют собой концептуально. Более того, характеристики разноразмерные, в виду чего центрируем и нормируем исходные данные для дальнейшего анализа по формуле: 𝑧𝑖𝑗 = (𝑥𝑖𝑗 − 𝑥̅ )/𝜕 2 где, 𝑧𝑖𝑗 – это матрица центрированных и нормированных значений, 𝑥𝑖𝑗 – исходные значения; 𝑥̅ – среднее значение по характеристике; 𝜕 2 – стандартное отклонение по характеристике. Полученные значения факторов являются интегральными, независимыми характеристиками (Приложение 2). В пакете IBM SPSS Statistics была проедена процедура снижения размерности с использованием факторного анализа и применен метод главных компонент. Анализ главных компонент позволил выявить минимальное число факторов, которые вносят наибольший вклад в дисперсию данных (объясняют 80 % дисперсии). В результате факторного анализа было выявлено четыре главных компоненты. Таблица 3: Матрица факторных нагрузок. Факторный анализ Характеристики Доходы субъектов РФ Среднедушевые денежные доходы населения Реальная среднемесячная начисленная заработная плата работников 1 2 3 4 ,932 -,271 ,026 -,031 ,427 ,194 ,402 ,407 ,068 -,214 -,004 -,082 30 Объем отгруженных товаров собственного производства по виду ,484 ,639 ,470 -,081 НДПИ ,436 ,277 -,716 ,159 Оптовая цена на газ -,039 -,372 ,021 -,411 ИПП ,096 -,096 -,278 -,020 Выбросы ,637 ,679 -,192 -,080 Расходы субъекта РФ ,950 -,212 ,019 ,024 ВРР на душу населения ,210 ,276 ,293 ,631 экономической деятельности "Добыча полезных ископаемых" Источник: расчеты автора. Первая главная компонента - «Бюджет субъектов РФ», включает в себя информацию о расходах и доходах субъектов. Вторая главная компонента – «Ресурсная характеристика», которая характеризует факторы, связанные с добычей и реализацией углеводородного ресурса и сопутствующих выбросов. В третью главную компоненту вошли факторы промышленного производства в субъекте РФ – «Промышленность». Четвертая главная компонента характеризует уровень жизни населения, в нее вошли показатели доходов населения и покупательская способность заработной платы в отчетном году в связи с изменением цен на потребительские товары и услуги по сравнению с предыдущим годом – «Уровень жизни населения». В исследуемые характеристики не вошли данные об образовании, уровне здравоохранения и другие, которые определяют социальное развитие населения, однако, по результатам факторного анализа можно сделать вывод, что в рамках оценки роли ресурсного фактора в развитии субъекта РФ необходимо рассматривать характеристики комплексно, промышленного учитывая факторы производства, социально-экономической ресурсные и бюджетные направленности, характеристики. Также комплексная оценка главных компонентов необходима при моделировании роли локальных рынков на ту или иную продукцию. Помимо определения взаимосвязи показателей и главных компонентов, которые влияют на структуру институциональной среды, стоит отметить, что при изменении норм, законов и правил меняется также сама структура хозяйственных единиц. В СССР централизованная структура ведения хозяйства определяла целесообразность объединения технологических стадий в рамках единой цепочки производственного процесса (добыча, инфраструктура, переработка, сбыт). Такая структура объединения на финансовоэкономической основе различных технологически взаимосвязанных производств формирует вертикально-интегрированные компании. В рамках динамичной внешней среды и изменения институциональных условий происходит дробление ВИНКов на 31 самостоятельные компании, чья деятельность представляет собой технологический этап. Такая динамика изменения структуры взаимосвязана со снижением эффекта от экономического масштаба, который ранее возникал ввиду освоения и эксплуатации крупных месторождений, позволяющих постоянно добывать колоссальный объем ресурса и перенаправлять его в рамках цепочки производственных процессов. Ресурс или продукт переработки в рамках структуры ВИНК перенаправляется в зависимости от спроса и целесообразности, формируя общий положительный эффект работы всей компании. Однако изменение характера месторождения требует увеличения объема вкладываемых инвестиций и использования высокотехнологичного оборудования, что является причиной необходимости вовлечения в процесс средних и малых компаний. Малые и средние компании в отличие от ВИНКов заинтересованы в снижении издержек и максимизации прибыли, у них нет значительных затрат на содержание административно-управленческого и непроизводственного персонала, который зачастую находится на аутсорсинге. Малый и средний бизнес более адаптивны и заинтересован в вовлечении инновационных технологий и склоны к риску в целях получения максимальных прибылей. Кроме того, данные компании заинтересованы в ведении бизнеса только в случае его рентабельности, что способствует изменению динамики освоения ресурсов и взаимосвязи всех задействованных в данном процессе участников в принципе. [23] Выявив главные компоненты, которые определяют стратегию развития регионов, определим значимость каждого из факторов на ВРП/душу населения. 2.2.2. Регрессионная модель. Оценка модели в рамках которой определяется значимость факторов осуществляется с использованием программных ресурсов пакета STATA. Оценка регрессии по панельным данным проведена за период 2010-2013 гг. в целях выявления значимых факторов, влияющих на показатель ВРП на душу населения. В выборку вошли 22 субъекта РФ, где осуществляется добыча, транспортировка и переработка углеводородных ресурсов. Основными источниками данных являются данные Федеральной службы государственной статистики, приказы Федеральной службы по тарифам. Величина ВРП на душу населения варьируется между 25 млн. руб. до 318 млн. руб., среднее значение показателя составляет 84 млн. руб., что демонстрирует сильный разброс величин между регионами. Несмотря на то, что в выборке присутствуют только субъекты, на территории которых осуществляется добыча и переработка углеводородных ресурсов, существует значительная разница между минимальным и максимальным объемом 32 отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами по виду экономической деятельности «Добыча полезных ископаемых». Также сильный разброс данных между минимальным и максимальным значением характерен и для данных по эмиссии загрязняющих веществ. Остальные показатели факторов отображены в таблице описательной статистики: Рисунок 6: Описательная статистика переменных. Источник: расчеты автора. Оценив среднее значением ВРП на душу население по субъектам РФ, отметим, что максимальное среднее значение ВРП на душу населения приходится на Тюменскую область – 300 000 млн. руб. Также высокие показатели средней величины ВРП на душу населения характерны для Сахалинской, Томской и Самарской областей. Рисунок 7: Средний показатель ВРП на душу населения по субъектам РФ, 2010-2013 гг., млн. руб. Источник: расчеты автора. Кроме того, наблюдается положительная динамика роста среднего значения показателя ВРП на душу населения на протяжении всего периода исследования. Так в 2013 году средний показатель ВРП на душу населения составил около 100 000 млн. руб. Стоит 33 отметить, что ранее перечисленные субъекты имеют ВРП на душу населения выше среднего показателя, большинство субъектов выборки находятся ниже среднего значения, в Красноярской области показатели имеют отрицательную динамику. Рисунок 8: Среднее значение ВРП на душу населения по годам, 2010-2013 гг, млн. руб. Источник: расчеты автора. Постоянный рост показателя среднего значения ВРП на душу населения может быть связан с ростом суммы валовых добавленных стоимостей видов экономической деятельности (или институциональных секторов) таких как, обрабатывающее производство, добыча полезных ископаемых, образование, здравоохранение и т.д. Наиболее весомый клад в формирование ВРП по данным регионам вносит вид экономической деятельность – добыча полезных ископаемых. Основная гипотеза исследования заключается в том, что ресурсная характеристика и показатели промышленности значимы, субъект зависим от данных характеристик, и данные факторы должны быть имплементированы в программу развития субъекта РФ. Следовательно, даже в случае падающей добычи субъект не сможет полностью исключить ресурсные характеристики. В случае доказательства гипотезы, поиск новых альтернативных способов добычи и использования ресурса потребует комплексного решения вопроса всех участников процесса: добывающих компаний, государства (регионов) и потребителей. Только в условиях достижения синергии возможно достижение роста социально-экономической отдачи при снижении объемов добычи углеводородного сырья. В целях минимизации асимметрии распределения, переменные были переведены к логарифму, что позволило приблизить распределение остатков регрессии к нормальным. 34 Анализ корреляционной матрицы (Приложение 3) продемонстрировал наличие эффекта мультиколлинеарности между факторами доходов и расходов субъектов РФ, ввиду чего данные переменные не использовались при дальнейшем построении моделей. Помимо проверки на мультиколлинеарности данные необходимо проверить на выявление гетероскедостичности при использовании теста Уайта. Рисунок 9: Гетероскедостичность данных. Источник: расчеты автора. Так как р-уровень <0,01 то нулевая гипотеза о наличии гетероскедостичности принимается. Гетероскедостичность является показателем того, что МНК-оценки перестают быть эффективными в своем классе. Предположительно, это связано с тем, что выборка содержит небольшое число исследуемых показателей. В виду чего, при дальнейшем построении модели будет проведена поправка на гетероскедостичность. В процессе анализа были построены модели с фиксированным и случайными эффектами. Модель с фиксированными эффектами показала несостоятельные оценки характеристик, так, например, при увеличении оптовый цены на газ ВРП на душу населения должно вырасти на 2000 %. В результате чего, была построена модель со случайными эффектами, которая показала более валидные характеристики значимости и эффектов. В рамках анализа адекватности моделей использовался тест Хаусмана. (Приложение 4). Поскольку p-уровень> 0,01 (р-уровень = 0,3422), основная гипотеза принимается и для дальнейшего анализа необходимо использовать модель со случайными эффектами. В большинстве случаев, модель со случайным эффектом используется в рамках анализа в случае некоррелированности случайного эффекта с регрессорами. В исследуемых данных это требование нарушено, потому что наблюдается достаточно высокое значение корреляции между характеристиками эмиссии и объемом отгруженных товаров 35 собственного производства по виду экономической деятельности «Добыча полезных ископаемых». Данный факт не противоречит логике, потому что деятельность, связанная с добычей полезных ископаемых, напрямую определяет количество выбросов как от сжигания попутного газа, так и от переработки и производства продуктов из углеводородов. В виду вышесказанного к модели со случайными эффектами был применен тест БройшаПагана с использованием множителей Лагранжа. Поскольку p-уровень>0,01 (р-уровень = 0,2934), то основная гипотеза принимается, следовательно, в целях дальнейшего анализа необходимо использовать модель сквозной регрессии с использованием метода наименьших квадратов, которая лучше описывает данные. В итоге после различных комбинаций исключения незначимых переменных была получена следующая регрессионная модель, в которой переменные значимы на 10%: Рисунок 10: Логарифмическая сквозная регрессионная модель. Источник: расчеты автора. В данной модели р-value равно 0,0000, то есть гипотеза об отсутствии регрессионной связи между переменными отвергается на уровне значимости 0,05, показатели R –squared = 0,70, при этом константа является значимой, что положительно характеризует модель. Анализ данной регрессионной модели позволяет прийти к выводам о том, что: 1) при увеличении среднедушевого денежного дохода населения на 1 %, значение ВРП на душу населения возрастет на 68 %. Среднедушевой доход включает в себя показатели заработной платы населения и социальные отчисления и является социальноэкономической характеристикой для любого региона. Логично предположить, что чем больше людей задействовано в процессе обслуживания процессов добычи, транспортировки, переработки углеводородного сырья, тем больше заработную плату они получают и как следствие, растет среднедушевой доход на человека и качество жизни населения, проживающего на данной территории; 2) при увеличении объема отгруженных товаров собственного производства по виду экономической деятельности «Добыча полезных ископаемых» на 1 % ВРП на душу 36 населения увеличивается на 13.9 %. Данный фактор в модели определяет высокий уровень значимости промышленности и деятельности, связанной с добычей полезных ископаемых в регионах, вошедших в выборку; 3) при увеличении показателя НДПИ на 1 % показатели ВРП на душу населения увеличиваются на 2 %. Так как в исследовании использовался показатель НДПИ по субъекту РФ, исследуемая характеристика указывает на то, что чем больше НДПИ, значит тем больше добывают углеводородного сырья в данных регион, что еще раз указывает на сильную зависимость исследуемых объектов от ресурсных характеристик; 4) при увеличении оптовой цены на газ ВРП на душу населения снижается на 55 %. Фактор указывает на значимость промышленности и выработки электроэнергии в исследуемых регионах. Данный показатель необходимо учитывать в рамках оценки вариантов использования ННГ; 5) при увеличении выбросов на 1 % значение ВРП снижается на 6 %. В рамках классического исследования данный фактор необходимо рассматривать как незначимый, однако, он объясняет тот факт, что при снижении количества выбросов субъект мог бы получать больший валовый региональный продукт за счет переработки техногенных ресурсов. В целях более подробной оценки регрессионной модели рассмотрим влияние параметров на определенные группы субъектов, для чего рассмотрим полученные значение коэффициентов для первого (25 % субъектов РФ с низким уровнем ВРП на душу населения), медианного и третьего квантилей (25 % субъектов РФ с высоким уровнем ВРП на душу населения) (Приложение 5). В 25 % вошли такие регионы как: Саратовская область, Ставропольский край, республика Адыгея и республика Дагестан. Для 25 % субъектов РФ с низким уровнем ВРП на душу населения более значимыми стали характеристики объемов отгруженных товаров (при увеличение на 1 % ВРП на душу вырастает на 22 %), следовательно, данные территории сильно зависят от производства. Также для данных регионов значим показатель эмиссии, при увеличении выбросов на 1 % значение ВРП снижается на 15 %. Для регионов со средним показателем ВРП на душу населения незначимой характеристикой является объем НДПИ. Логично предположить, что для данные субъекты в больше степени сосредоточены на переработке углеводородных ресурсов. Для 25 % субъектов РФ с высоким уровнем ВРП на душу населения повышается коэффициент значимости для фактора среднедушевой денежный доход населения. При увеличении данного показателя на 1 % ВРП на душу населения увеличивается на 100 %. Данный факт связан с тем, что более 70 % населения, проживающих в регионах 37 исследуемой группы, задействованы в процессе добычи или переработки углеводородного ресурса. В данный квантиль вошли регионы: Сахалинская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, республика Саха-Якутия, республика Коми, Тюменская область. В результате анализа можно сделать вывод, что исходная гипотеза доказана: ресурсная характеристика, показатели промышленности и производства значимы на уровне 10% для исследуемых субъектов. Данное доказательство указывает на то, что регионы при снижении добычи углеводородов будет нацелены на поиск методов альтернативного использования ресурса, потому что исключить исследуемые факторы из региональной экономики невозможно в среднесрочной перспективе. 2.2.3. Кластерный анализ. В рамках дальнейшей оценки роли локальных рынков в формировании спроса на продукцию ННГ и потенциально возможных комплексных решений для регионов с падающей добычи, используя перечень субъектов РФ из регрессионной модели, были выделены регионы, на которых находятся месторождения с падающей добычей: Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, Архангельская область, Красноярский край, Иркутская область, Оренбургская область, Пермская область, Самарская область, Республика Коми, Республика Башкортостан, Республика Татарстан. Данные регионы являются основными локальными рынками по формированию спроса на продукции из ресурса - ННГ. В выборку вошло 29 месторождений, характеризующихся падающей добычей углеводородного ресурса, а также месторождения с высокой степенью обводненности (более 90 %). Статистической базой для данной работы послужили интернет данные о месторождениях с сайтов 10 добывающих компаний. Особенностью выбранных данных является то, что они представлены в бинарном виде и обладают следующим определением значений: 38 тип месторождения: 0 – нефтяное месторождение; 1 – газовое месторождение; принадлежность месторождения/ завода к компании: 1– принадлежит, 0 – не принадлежит; наличие транспортной инфраструктуры (распределительный и магистральный газопровод): 1 – есть, 0 –нет. расположение в непосредственной близости объекта по переработке ресурса (газоперерабатывающего завода): 1– да, 0 – нет. На основании данных, содержащихся во множестве Приложения 6, проведем разбитие на кластеры так, чтобы каждый объект принадлежит одному и только одному подмножеству разбиения, и чтобы объекты, принадлежащие одному и тому же кластеру, были сходными, в то время, как объекты, принадлежащие разным кластерам были разнородными. Проведем кластеризацию методом к-средних. Алгоритм заключается в следующем: выбирается заданное число к-точек и на первом шаге эти точки рассматриваются как «центры» кластеров. Каждому кластеру соответствует один центр. Объекты распределяются по кластерам по принципу: каждый объект относится к кластеру с ближайшим к этому объекту центром. Таким образом, все объекты распределились по k-кластерам. Затем заново вычисляют центры этих кластеров, которыми после этого момента считаются покоординатные средние кластеров. После этого опять перераспределяют объекты. Вычисление центров и перераспределение объектов происходит до тех пор, пока центры не стабилизируются. [27] В итоге было сформировано 4 кластера (Приложение 6) со следующим числом наблюдений в каждом кластере: Таблица 4: Число наблюдений в каждом кластере. Кластеризовать 1 2 3 4 5 6 7 Допустимо Пропущенные 8,000 2,000 4,000 4,000 1,000 6,000 3,000 28,000 0,000 Источник: расчеты автора. Кроме того, была проведена процедура сопряженности для определения территориального размещения получившихся кластеров. Рисунок 11: Сопряжённость кластеров по субъектам РФ. 39 Источник: расчеты автора. В первый кластер вошли месторождения Красноярского края (12,5%), Оренбургской области (12,5%), Самарской области (12,5%), большую часть объектов составляет Тюменская область особенностями: – 62,5 месторождения %. Данный кластер расположены рядом характеризуется с объектами следующими транспортной инфраструктуры, представленной распределительным и магистральным газопроводами. Кроме того, с 50 % месторождений можно осуществлять транспортировку ресурса до мест переработки с предварительным компримированным ННГ до необходимого давления. Однако существуют некоторые ограничения: все месторождения разрабатываются ОАО «НК «Роснефть», в то время как заводы по переработке газа принадлежат ОАО «НОВАТЭК» и ОАО «Газпром». Лишь на месторождении Покровское в Оренбургской области Роснефть может осуществлять добычу, компримирование, транспортировку и переработку ННГ в рамках ВИНК, в целях получения продуктов переработки методом GTL, либо использовать ресурс для нефтехимии. На оставшихся месторождениях логичнее осуществлять компримирование ННГ и направлять их по газопроводу для дальнейшей продажи внутри страны, либо зарубежью. Для осуществления транспортировки компании Роснефть будет необходимо согласовывать доступ с ОАО «Газпром», что также может привести к определенным временным и финансовым издержкам. Использование технологии GTL, либо СПГ на данных участках не является целесообразным, в виду отсутствия дорожно-транспортной инфраструктуры и тяжелых природных условий на территории Тюменской области и Красноярского края, в рамках которых невозможно осуществлять крупнотоннажные поставки в другие регионы. Наиболее целесообразным для месторождений Тюменской области при отсутствии газопровода является использование ННГ для выработки электро и теплоэнергии для собственных нужд, а также для 40 производства метанола для нужд газодобывающей отрасли. В свою очередь, в Самарской области на месторождении Мухановское использование технологий GTL, либо малотоннажного производства СПГ является логичным в виду наличия потребителя в непосредственной близости. Второй кластер представлен месторождениями, которые расположены на территории республики Татарстан и их разрабатывает компания ОАО «Татнефть». В республике Татарстан активно развивается нефтехимическая промышленность. Доля Республики Татарстан в приросте производственных мощностей нефтехимической отрасли России за 2001 - 2012 гг. (тыс. тонн) составила: 79 % этилена, 81 % пластика, 84 % каучука. Наблюдается положительный тренд наращивания производства полимеров на территории республики. Рисунок 12: Динамика производства полимеров в Республике Татарстан, 2010 -2013 гг, тыс. тонн. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г. 855882 780 763 679 629 567 509 200211210209 242 185187192 58 59 65 68 Поликарбонаты Полипропилен Полистирол Синтетические каучуки Полиэтилены Источник: Презентация Мустафин Х. Кластерное развитие газонефтехимии Республики Татарстан. Следовательно, можно сделать вывод, что на месторождениях данного региона добыча ННГ будет обеспечен спросом для дальнейшего производства продуктов нефтехимического производства. В третий кластер вошли месторождения, которые принадлежат ОАО «Газпром», расположены на территории Тюменской области и ЯНАО, а также есть развитая структура региональных и магистральных трубопроводов. Несмотря на падающую добычу в целях сохранения объемов Газпром потенциально продолжит добычу ННГ, установив дополнительные мощности по компримированию и дальнейшей реализации газа на внутренних и внешних рынках. Четвертый кластер представлен месторождениями, расположенными на территории Тюменской области и разрабатывающиеся ОАО «Сургутнефтегаз». Несмотря на наличие 41 газопроводов и возможно переработки (ОАО «Газпром» и ОАО «Сибур»), компании, как и Роснефти, необходимо согласовывать возможность доступа к трубопроводу и мощностям по переработке, а также уплачивать тариф для транспортировки газа с низким давлением. Отметим, что ОАО «Сибур» в 2015 году запускает один из значимых проектов «Продуктопровод Пуровск-Тобольск», расположенный на территории ХМАО, ЯНАО и Тюменской области. Также ОАО «Сибур» в 2012 году произвел реконструкцию мощностей на Южно-Балыкского ГПК и Вынгапуровского ГПЗ. [31] Можно предположить, что ресурс для производства продуктов Сибур будет принимать у добывающих компаний и с месторождений, представленных в регионе. Повторим, что 70 % месторождений, которые расположены на территории Тюменской области, ЯНАО и ХМАО находятся на стадии падающей добычи, следовательно, ОАО «Сибур» в рамках проекта обеспечит спрос на ресурс ННГ для дальнейшего производства нефтехимии. Помимо вышесказанного, ОАО «Сургутнефтегаз» потенциально будет потреблять ННГ для выработки э/э на собственные нужды, либо задействовать ННГ для выработки метанола и дальнейшем его использовании в процессе добычи или сайклинг-процесса. Преимущество ОАО «Сургутнефтегаз» заключается в том, что это компания нацелена на максимизацию прибыли и использовании любых ресурсов. Так, например, уже реализуются проекты по утилизации ПНГ на месторождениях Западной Сибири, Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО). Пятый кластер представлен 1 месторождением, которое разрабатывает Иркутска НК. Осенью 2015 года компания планирует завершить строительство по переработке газа для дальнейшего производства и реализации сжиженных углеводородных газов (СУГ). Компания планирует реализовывать продукт как производственным потребителям, так и домохозяйствам (пропан-бутановая смесь). В дальнейшем компания планирует наращивать объемы производства, выходить на международные рынки с использованием технологии СПГ. [54] Шестой кластер включает в себя месторождения, которые принадлежат ОАО «Лукойл». В 2012 году компанией проводилась оценка инвестиционных проектов по утилизации ПНГ, было принято решение придерживаться стратегии дальнейшего сжигания попутного газового ресурса. Однако на 2015 год на большинстве месторождений, вошедших в кластер, осуществляется добыча газа с низким давлением. Таким образом, при дальнейшей тенденции снижения объемов добычи нефти и увеличением объемов ННГ, предположительно, ОАО «Лукойл» будет добывать на территории Архангельской области, Пермской области и республики Коми ресурс для производства продукции методом GTL, потому что компания Лукойл является одним из лидеров в России по производству моторных масел и других смазочных масел. 42 В седьмой кластер входят месторождения, расположенные на территории республики Башкирия и разрабатываются компанией ОАО «Башнефть». Учитывая то, что у компании имеются мощности по переработке газового ресурса и транспортная инфраструктура, логично предположить, что спрос на ННГ будет обеспечиваться в целях производства нефтехимии, метанола. Кроме того, наличие непосредственного потребителя может способствовать развитию технологии СПГ для дальнейшей поставки населению и использованию его на транспорте. Выводы. Во второй главе диссертации рассмотрены основные направления использования низконапорного газа: - компримирование и транспортировка через систему трубопроводов, в том числе для потребителей в местах непосредственной близости месторождения с крупными объектами потребления; - производство метанола и моторного топлив; - выработка электроэнергии и энергообеспечение собственного добывающего комплекса; - переработка на технический углеводород и применение в газонефтехимии; - производство сжиженного природного газа. Также в данной части работы проведен статистический анализ и численное моделирование панельных эконометрических параметров, определяющих спрос на продукцию техногенных месторождений по субъектам Российской Федерации данных. При использовании метода факторного анализа в работе были выделены главные компоненты, доказывающие необходимость комплексного рассмотрения факторов при моделировании роли локальных рынков на ту или иную продукцию. Кроме того, на основе данных была построена сквозная регрессионная модель в рамках которой была доказана гипотеза о высоком уровне значимости ресурсной характеристики и показателя промышленности для исследуемых субъектов. Данное доказательство указывает на тот факт, что регионы в виду высокой зависимости от вышеперечисленных факторов заинтересованы в поиске методов альтернативного использования ресурса, потому что исключить исследуемые факторы из региональной экономики невозможно в среднесрочной перспективе. При использовании метода кластерного анализа были выделены основные группы месторождений по следующим характеристикам и направлениям, определяющим локальный спрос, отображенных в Таблице 5. : 43 Таблица 5: Факторы, влияющие на локальный рынок, и направления спроса локальных рынков на ННГ. Субъект РФ Фактор, влияющий на локальный рынок Компании, представленные в регионе Варианты обеспечения спроса на месторождениях с падающей добычей Тюменская область Высокая степень зависимости экономики ОАО «НК «Роснефть», - компримирование ННГ и дальнейшая транспортировка по региона от нефтегазового сектора, высокий ОАО «Лукойл», системе газопроводов; уровень занятости населения в данном ОАО «Газпром», - использование для собственных нужд для выработки секторе ОАО «Сургутнефтегаз», электро- и тепловой энергии; ОАО «Сибур» - производство метанола для нужд добывающего сектора; - производство продуктов газонефтехимии; -сайклинг процесс ЯНАО Высокая степень зависимости экономики ОАО «Газпром», - компримирование ННГ и дальнейшая транспортировка по региона от нефтегазового сектора, высокий ОАО «Сибур» системе газопроводов; уровень занятости населения в данном - использование для собственных нужд для выработки секторе электро- и тепловой энергии; - производство продуктов газонефтехимии; - сайклинг процесс Архангельская область Высокая степень зависимости экономики ОАО «Лукойл» - производства продукции методом GTL; Пермская область региона для промышленного производства, - производство метанола для нужд добывающего сектора, Республика Коми добычи полезных ископаемых промышленности и домохозяйств 44 Красноярский край Высокая степень зависимости экономики ОАО «НК «Роснефть», - производство и реализация сжиженных углеводородных Иркутская область региона для промышленного производства, ОАО «Иркутская НК» газов (СУГ), метанола, пропан-бутановая смесь; добычи и переработки полезных - СПГ ископаемых Оренбургская область, Высокая степень зависимости экономики ОАО «НК «Роснефть», - производства продукции методом GTL; Самарская область региона для промышленного производства, - производство метанола для нужд добывающего сектора, значимость количества выбросов промышленности и домохозяйств, - производство метанола; - малотоннажные СПГ Республика Татарстан Высокая степень зависимости экономики ОАО «Татнефть» региона для промышленного производства, переработки полезных - производство продуктов газонефтехимии (этанол, пластик, каучук и другие) ископаемых, значимость количества выбросов Республика Высокая степень зависимости экономики Башкортостан региона для промышленного производства, - производство метанола для нужд добывающего сектора, переработки промышленности и домохозяйств; полезных ископаемых, значимость количества выбросов ОАО «НК «Башнефть» - производство продуктов газонефтехимии; - малотоннажные СПГ 45 Глава 3. Построение модели разработки газового месторождения, оценка стоимости продукции техногенных месторождений (на примере, низконапорного газа). 3.1. Построение модели разработки газового месторождения. Институциональная среда оказывает существенное влияние на освоение и добычу ресурсов техногенных месторождений, а также формирование спроса и предложения на продукцию техногенных месторождений. Учитывая данный фактор, рассмотрим модель месторождения и проведем экономическую оценку потенциальных направлений использования ресурса техногенных месторождений. В данной главе рассмотрим модель месторождения, основываясь на вышеперечисленны этапах и соответствующим им затратам. В процессе построения модели месторождения предлагается провести: расчет капитальных вложений; расчет эксплуатационных затрат; расчет амортизационных отчислений; расчет налоговых выплат и платежей; расчет выгод по проекту; расчет чистого дисконтированного дохода; Месторождение является газовым, и разработка ведется на истощение, расположено в Ямало-Ненецком автономном округе. Месторождение осваивается ОАО «Газпром» с 1972 года, фонд скважин составляет 93 скважины, которые были пробурены в первые десять лет, все скважины являются наклонно-направленными. Начальные запасы месторождения составляют 2.2. трл. м.куб. Проектный уровень добычи газа около 23 млрд. м. куб., который планируется достичь после 4 лет с момента начала разработки месторождения. За 47 лет разработки из залежи прогнозируется извлечение 72 % залежей или 1.6 трл.. м .куб.. годовой отбор газа в период постоянной добычи – 2,5 %. Добыча газа начинается с 3-го года и составляет 12 млрд. м.куб., в четвертом году она увеличивается в 2,5 раза и постепенно увеличивается до 10 года добычи, после 10 лет и до 26 года эксплуатации добыча остается неизменной, после чего постепенно снижается вплоть до 47 года. Увеличение объема добываемого газа происходит за счет введения в эксплуатацию добывающих скважин. Поддержание постоянной добычи газа с 10 года объясняется введением в эксплуатацию дополнительной дожимной компрессорной станции (далее – ДКС). 46 Установки комплексной подготовки газа (далее УКПГ) и ДКС являются основным оборудованием для подготовки газа к транспорту. Для данного месторождения на первоначальном периоде эксплуатации необходима одна ДКС, которая начинает функционировать с 4 года освоения месторождения, для поддержания постоянного давления в системе ДКС-УКПГ необходимо увеличение мощности с шестого года эксплуатации. Первая стадия освоение и добычи характеризуется высокими рисками неопределенности и асимметрии информации в рамках поисково-разведочных работ, однако, на данном этапе также высоки потенциальные прибыли. [23] На данном этапе в потенциальных объемах заинтересован и крупные и малые компании. Стоит отметить, что в России выдачу лицензии на разработку месторождений осуществляет государство и, зачастую, приоритет получают крупные добывающие компании. Но, как было отмечено во второй главе работы, в процессе освоения и добычи техногенных месторождений изменение институциональных условий мотивируют малые и средние компании включаться в процесс освоения техногенных ресурсов. Результаты построенной модели месторождения отображены в Приложении 7. В первые 5-10 лет капитальные затраты составляют около 95-97% всех капитальных затрат, понесенных в рамках освоения и добычи углеводородного ресурса. Расчет капитальных вложений проводится на весь проектный период по основным объектам обустройства: затраты на бурение скважин, строительство УКПГ и ДКС, строительство трубопроводов, газосборного коллектора, а также строительство дорог и прочих инфраструктурных объектов. Основная часть капитальных вложений инвестируется на данном этапе и включает в себя затраты на: - в бурение скважин: K(скв)=N*C*H, где N – количество скважин, введенных в данном году, C- стоимость бурения 1 км скважины, H – средняя глубина скважины; - строительство газопроводов-шлейфов: K(газ)=I*P*N, где N - количество скважин, введенных в данном году, P – средняя протяженность газопровода, I – стоимость строительства 1 км. газопровода; - установка УКПГ: K(укпг) = H*Q, где H – норматив, Q – объем добычи по годам; - строительство коллектора: К(кол) = С*П, где С – стоимость строительства 1 км коллектора, П – протяженность коллектора; - строительство дорог: К(дорог) = С*П*N, где С – стоимость 1 км дороги, П – протяженность дороги, N – количество скважин, введенных в данном году; 47 - дожимная компрессорная станция: К(дкс) = Н*М, где Н – это норматив на мощность, М – мощность, вводимая по годам, при этом принято считать, что здание для ДКС строится в год появления мощности, поэтому затраты на строительство относятся на данный год; - прочие капитальные затраты представляют собой 30 % от всех капитальных затрат, строительство дополнительной инфраструктуры оценивается в 10 % от всего объема капитальных вложений Рисунок13: Процентное соотношение капитальных затрат по направлениям, % Источник: расчеты автора. Таким образом в первые 9 лет итоговые капитальные вложения 6, 6 млрд.. руб., что составляет 93 % от совокупного объема капитальных затрат. При этом затраты на бурение скважин составили 2, 6 млрд.. руб. или 39,6 % от общего объема затрат. Стоит отметить, что после 14 года функционирования скважины капитальные затраты не требуются. Второй этап определяется нарастающей и постоянной добычей: месторождение активно развивается, бурятся новые скважины, стоится газотранспортная и транспортная инфраструктуры. Основную долю затрат на данном этапе составляют эксплуатационные затраты. Данный факт связан с вводом новых скважин, увеличением добычи, мощности ДКС и развитием инфраструктуры. Эффект экономии от масштаба нарастает с увеличение объемов добычи и налаживание цепочки производства и инфраструктуры. На данном этапе приоритет получают крупные компании – ВИНКи, которые обладают технологиями и объектами производства от добычи до сбыта продукции конечному потребителю. В течение второго этапа возникают затраты на амортизацию, увеличиваются объем налоговых выплат и платежей, так как в этот период увеличивается величина выручки и прибыли. 48 Третья стадия представляет собой период постоянной добычи. Наблюдается незначительная корректировка налогооблагаемой прибыли в виду возрастания эксплуатационных затрат, открытие новых скважин осуществляется в случае их близости к уже созданным объектам инфраструктуры. Рисунок 14: Объем затрат, связанных со вторым и третьим этапами освоения месторождения, %. Источник: расчеты автора. Наибольшую долю в затратах второго и третьего этапов составляют налоги, которые включают в себя налог на прибыль, налог на землю, НДПИ, налог на имущество и ЕСН. За весь период добычи совокупный объем затрат составил 930,458 млрд.. руб. из них 909,036 млрд.. руб. (97 %) составляют налоговые выплаты. Налоговые выплаты увеличиваются в период нарастающей добычи, так как в этот период увеличивается объем добываемого ресурса, выручки и прибыли. В период падающей добычи совокупный объем налога на добычу полезных ископаемых снижается, несмотря на рост ставки налога. Амортизационные отчисления рассчитываются отдельно по каждому объекту основных средств, затем амортизационные отчисления суммируются. После расчета годовых амортизационных отчислений определяется накопленные износ оборудования по формуле: Износ = ∑годовые АО. Кроме того, статочная стоимость рассчитывается как разность накопленной стоимости и износа. Нормативный срок службы и норма амортизационных отчислений отображены в Приложении 7. Наибольшая сумма амортизационных отчислений приходится на бурение, в свою очередь, бурильные устройства амортизировались к 17 году эксплуатации месторождения. Все оборудование окончательно амортизировалось к 23 году, инфраструктура к 32 году. Данный факт связан с постепенным вводом в эксплуатацию оборудования при увеличении объемов добычи на первых этапах освоения ресурсов. 49 Расчет эксплуатационных затрат производится по направлениям: - заработная плата рабочих: ЭЗ(з.п)= ср.з/п*12*N*K, где ср. з.п – средняя заработная плата одного работника, N – количество скважин, К – это работников на одну скважину; - вспомогательные материалы: ЭЗ(вм) = Н*Q, где Н – норматив на добычу, Q – объем добычи; - ремонт: затраты на ремонт составляют 10 % от накопленного объема капитальных вложений предыдущего периода; - затраты по ДКС: ЭЗ(дкс) = Н*М, где Н – соответствующий норматив, М – мощность компрессорных станций за год; - прочие: прочие эксплуатационные затраты составляют 30 % от совокупных эксплуатационных затрат. Рисунок 15: Процентное соотношение эксплуатационных затрат по направлениям, % Источник: расчеты автора. Итоговая сумма эксплуатационных затрат составила 16,443 млрд.. руб. Наибольший удельный вес составили затраты по обеспечению работы дожимных компрессорных станций, что связано со значительными объемами добычи и, как следствие, необходимость увеличивать мощность ДКС. Также в объеме операционных затрат значительную долю занимают затраты на содержание персонала, которые ежегодно возрастают в виду необходимости индексации заработных плат. В период падающей добычи эксплуатационные затраты остаются практически постоянными. В течение 47 лет эксплуатации месторождения чистый дисконтированный доход при ставке дисконта 15 % составил 196,950 млрд. руб., при 20 % - 129,205 млрд.. руб. Рисунок 16: Прибыль по месторождению, млрд. руб. 50 Источник: расчеты автора. Показатели операционной выручки представляют 2 629,307 млрд. руб. при индексе доходности равным 1, 91, то есть с каждого рубля, вложенного в капитальные затраты, получают 1,91 рубль. Таким образом, выгоды по данному проекту превышают затраты до 47 года. В виду активного снижения объемов добычи в 2020 году, прибыли добывающей компании, как и эффект от масштаба, также снижаются. В рамках сложившейся динамики добывающая компания оказывается перед выбором консервации месторождения, несмотря на то, что оцененные запасы составляют 606 млрд. куб. м., перенаправление ресурсов на освоение новых участков либо направление дополнительных средств в виду перехода месторождения в класс техногенных. Четвертый этап связан с активно падающей добычей, снижением эффекта от масштаба и снижением извлекаемой прибыли. На данном этапе месторождение переходит в класс техногенного. Для его освоения и разработки необходимо привлечение инноваций с максимально возможным снижением затрат в процессе освоения, а также определение компанией рынков сбыта для получения дальнейших прибылей. С данными задачами наиболее эффективно справляются малый и средний бизнес. В рамках модели месторождения отмечено, что капитальные затраты на разведку и освоение новых месторождений велики и составляют более 6,5 млрд. руб. Несмотря на то, что исследуемое месторождение расположено на территории ЯНАО в тяжелых климатических условиях, оно обладало колоссальными запасами и значительным сроком добычи. Стоит отметить, что основными потенциальными участками разведки и добычи являются месторождения шельфа и также удаленные участки ЯНАО, для разведки и освоения которых понадобятся большие капитальные вложения в виду необходимости привлечения новых технологий и существующих высоких рисков освоения месторождения. Кроме того, остаточные запасы низконапорного газа исследуемого месторождения (606 51 млрд. куб. м.) равноценны по объемам потенциальным запасам новых месторождений природного газа. Основываясь на выводах, достигнутых главы 2 данной работы, о том, что, добывающая компания ВИНК либо представитель малого или среднего бизнеса готов разрабатывать техногенное месторождение, а локальный рынок готов предоставить спрос на продукцию исследуемого техногенного месторождения, рассмотрим и проведем анализ основных потенциальных направлений использования низконапорного газа в ЯНАО: - компримирование ННГ и дальнейшая транспортировка по системе газопроводов; - использование для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии; - малотоннажные СПГ и производство метанола. 3.2. Определение цены «net-back». В целях проведения дальнейшей оценки определим цену газа «net-back» или цену на устье скважины. Отметим, что месторождение обладает всей необходимой газотранспортной инфраструктурой: малыми газопроводами со врезкой в магистральный газопровод. В случае, если присоединения к магистральному газопроводу нет, помимо затрат на обустройство внутренней сети газопроводов, необходимо внести плату согласно тарифу на технологическое присоединение, ставка которого варьируется в зависимости от субъекта РФ. В виду того, что ОАО «Газпром» является вертикально интегрированной компанией, которая перераспределяет прибыль, тарифы, затраты и т.д. внутри холдинга с учетом потребности структур, и в данном случае определение усредненных затрат на транспортировку внутри холдинга не является объективным, расчет цены газа net back будет определятся на основе ставок, определенных для независимых поставщиков газа. Кроме того, как упоминалось в работе, на стадии добычи ННГ приоритетно привлечение узкоспециализированных компаний – представителей среднего и малого бизнеса. К независимым поставщикам газа применяется методика дифференцированного образования тарифа, в соответствии с которой ставка складывается из двух частей: первая — плата за работу по перемещению 1 тыс. куб. м газа на 100 км, вторая — плата за пользование магистральными газопроводами, в рублях за 1 тыс. куб. м определяется в зависимости от места входа газа в газотранспортную систему и выхода из нее. По данным ФСТ: средний уровень тарифов на услуги ОАО «Газпром» для независимых организаций по транспортировке (перемещению) газа по магистральным газопроводам составит в сопоставимых условиях: 52 63,93 руб./1000м3*100 км – средний тариф на услуги по транспортировке газа на внутренний рынок и в государства–участники соглашения о Таможенном союзе; 70,80 руб./1000м3*100 км – средний тариф на услуги по транспортировке газа за пределы Таможенного союза (на экспорт). Плата за пользование магистральными газопроводами, в рублях за 1 тыс. куб. м: - в пределах территории Российской Федерации и государств - участников соглашений о Таможенном союзе в размере 12,79 руб. за 1000 куб. м газа на 100 км (без НДС); - за пределами территории Российской Федерации и государств - участников соглашений о Таможенном союзе в размере 14,16 руб. за 1000 куб. м газа на 100 км (без НДС). [10] По данным ОАО «Газпром» в 2014 году средняя цена реализации газа (за вычетом НДС, акциза и таможенных пошлин) на границе составляет 9680,1 руб. за 1 000 куб. м. [47] В соответствии с данными модели в 2014 было добыто и транспортировано 14,5 млрд. куб. м. В данных расчетах протяженность транспортировки составляет 5078 км и газ транспортируется с ЯНАО до границы со Словакией. Для расчета цены «net-back» воспользуемся формулой: Цена «net-back» = цена продажи на границе (за вычетом НДС, акциза и таможенных пошлин) – расходы на транспортировку продукции (тариф на транспортировку + тариф за пользование магистральным газопроводом) * расстояние транспортировки. Таким образом цена газа net back для исследуемого газового месторождения ЯНАО составляет 5784, 25 руб. за 1000 м 3. 3.3. Компримирование низконапорного газа и дальнейшая транспортировка по системе газопров одов. В целях последовательного ступенчатого увеличения давления газа на месторождениях устанавливается газоперерабатывающие агрегаты, связанные с системой газопроводов. Подобные установки используются на месторождениях: НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз - компрессоры с газопоршневым приводом мощностью 1,2 МВт; Саратовский НПЗ - 2 компрессора мощностью 1 МВт; ЛУКОЙЛ-Коми - 4 компрессора для сбора и транспортировки попутного нефтяного газа; РН-Сахалинморнефтегаз - 6 компрессоров для сбора и транспортировки попутного нефтяного газа. 53 В рамках исследования, учитывая значительное число пробуренных скважин, а также падающие объемы добычи (после 2020 года потенциальные объемы добычи составят 11 млрд. куб. м.) на месторождении используется 3 компрессора мощностью 1 МВт. Используя примерную формулу расчета стоимости установки Ц (уст) = 700$*М, где М – это мощность установки в КВт, получаем, что каждая установка обойдется примерно в 70 000$ или в 35 млн. руб. Затраты на монтаж оборудования составляют 15-20 % от стоимости оборудования, включая услуги технического надзора, пуско-наладочных работ, а также ввод в эксплуатацию. Таким образом, совокупные затраты на покупку, установку и ввод в эксплуатацию оборудования составляет 126 млн. руб. [42] Несмотря на снижение объемов традиционного газа, установка оборудования позволит добывать ННГ, таким образом, общий объем добываемого ресурса увеличится (предположим до 18 млрд. куб.м. = 10 млрд. куб.м. традиционного газа и 8 мрд. куб.м. компримированного низконапорного газа). При использовании в модели нормы амортизации для аналогичного оборудования 10%, компрессорные станции полностью амортизируются в течение 10 лет эксплуатации. При неизменных прочих равных условий (эксплуатационные затраты, ставки налоговых выплат) предполагаемая величина денежного потока составит при реализации газа на внутреннем рынке 45,7 млрд. руб. с учетом понесенных капитальных затрат и амортизации в первом году эксплуатации. В случае реализации газа на границы величина денежного потока увеличится в 1,5 раза в виду роста стоимости ресурса. 3.4. Использование низконапорного газа для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии. В данной части работы рассмотрим направление использования низконапорного газа для обеспечения энергией и теплом добывающего комплекса. Применение ННГ при данном варианте заключается в том, что генерирующие мощности устанавливаются вблизи кустов скважин. Для проведения оценки целесообразности использования ННГ по данному направлению рассмотрим закупочную стоимость электроэнергии для ОАО «Газпром» на территории ЯНАО и стоимость электроэнергии при использовании ННГ. Для расчета закупочной цены э/э для ОАО «Газпром» на данном месторождении произведем следующие расчеты: ОАО «Газпром» является крупным потребителем электроэнергии, как любой крупный потребитель э/э у сбытовой компании ООО «Нижневартовская энергосбытовая компания» (далее ООО «НЭСКО»), которая, в свою очередь, закупает э/э на оптовом рынке. 54 Месторождение находится в ЯНАО и относится ко второй ценовой зоне, уровень напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети допускаем рассматривать на среднем втором напряжении: (СН-2) 20-1 кВ. Однако в целом логика расчета цены на электроэнергию для предприятий и индивидуальных предпринимателей одинакова для всех ценовых категорий электроэнергии, и рассчитывается как сумма следующих составляющих: - цена приобретения электрической энергии с оптового рынка, которая ежемесячно рассчитывается и публикуется на своем сайте ОАО «Администратор торговой системы» (организация, координирующая работу оптового рынка электроэнергии). Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен в октябре 2014 года для ООО «НЭСКО» (г. Нижневартовск») представляет собой данные: - средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и конкурентного отбора заявок для балансирования системы – 942,38 руб/МВтч; - средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке - 374455,07 руб/МВт - цена приобретения э/э в октябре 2014 года варьируется около величины, рассчитываемой по формуле: Тм ∗12 ЧЧИ + Тэ или 374455,07∗12 7884 + 942,38 , следовательно Цэ(м)= 1512,32 руб. МВт/ч.5 [50] - тариф за услуги по передаче электроэнергии (в случае заключения потребителем договора энергоснабжения). Это так называемая «стоимость доставки» электроэнергии от производителя до потребителя. Эта плата рассчитывается и устанавливается местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (в данном случае, Региональная энергетическая комиссия Тюменской области, ЯНАО и ХМАО) и публикуется на ее официальном сайте. Тариф за услуги по передачи э/э в Тюменской области, ЯНАО и ХМАО для диапазона напряжения СН-2 во втором квартале составил - 1,78100 в руб./кВт.ч по одноставочному тарифу. - сбытовая надбавка гарантирующего поставщика. Это плата организации, которая для потребителя покупает электроэнергию на оптовом рынке. Эта плата рассчитывается и устанавливается местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (Региональная энергетическая комиссия) и публикуется на ее официальном сайте. Тарифная группа «прочие потребители» у поставщика во втором 5 Себестоимость 1 м 3 газа и средняя экспортная цена находятся приблизительно на уровне 2014 года 55 полугодии составила СН не менее 10 МВт = ДП * Крег * Цэ(м), составила СН не менее 10 МВт =6,93 %*1*1512,33 руб. МВт/ч.= 1048,04 руб. МВт/ч - - j-ый вид цены на электрическую энергию и (или) мощность k-го ГП, руб./кВт·ч или руб./кВт, указанный в п. 16 Методических указаний по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденных приказом ФСТ России от 30.10.2012 № 703-э (зарегистрировано в Минюсте России 29.11.2012, регистрационный № 25975); - ДПi.k_-_доходность продаж, определяемая в соответствии с Методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденными приказом ФСТ России от 30.10.2012 № 703-э (зарегистрировано в Минюсте России 29.11.2012, регистрационный № 25975). - - коэффициент параметров деятельности ГП, определяемый в соответствии с Методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденными приказом ФСТ России от 30.10.2012 № 703-э (зарегистрировано в Минюсте России 29.11.2012, регистрационный № 25975), ДП (во втором полугодии) = 6,93 % Крег (во втором полугодии) = 1,00. - плата за услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса снабжения электроэнергии. В ее состав входят плата ОАО «СО ЕЭС» (отвечает за надежность) и плата ОАО «Администратор торговой системы. Плата за эти услуги рассчитывается и устанавливается Федеральной службой по тарифам (ФСТ РФ) и публикуется на ее официальном сайте. В ноябре составили 2,76 руб. МВт/ч. - плата за услуги ЗАО «ЦФР» (координирует расчеты на оптовом рынке электроэнергии между производителями и покупателями электроэнергии). Плата за эти услуги рассчитывается и устанавливается Федеральной службой по тарифам (ФСТ РФ) и публикуется на ее официальном сайте (www.fstrf.ru). Равен 0,282 руб/МВт. ч. [51] Потенциально, на месторождении потребляемая мощность составляет около 20 МВт. Потребление электроэнергии на месторождении – это сравнительно постоянный процесс без явных периодов пиковых нагрузок, следовательно, при 90% загрузки, месторождение потребляет электроэнергии около 157788 МВт/ч год. Стоимость закупаемой э/э у ООО «НЭСКО» составляет 4344,41 руб. МВт/ч, общая стоимость потребляемой электроэнергии примерно составляет 685 495 974,96 руб. за год. 56 Для выработки аналогичной мощности 20 МВт, потенциально может использоваться установка компании Pratt&Whitney Power Systems Inc (FT8-2 POWERPAC) с номинальной мощностью равной 20 МВт. Расход топлива можно посчитать зная КПД установки (любой) и низшую рабочую теплоту сгорания топлива. B = (N*3600)/(Qрн*КПД), Где N – мощность установки Qрн – низшая рабочая теплота сгорания топлива КПД – коэффициент полезного действия установки. Предположим, что месторождение работает при условиях ISO: держится температура +15°, атмосферное давление 0.1013 МПа и влажность 60%, а ГТУ наполняется не «жирным» газом, тогда КПД установки приблизительно равен 37,9%. Qрн условного топлива = 33 МДж/м³, В = 6980 м³/ч При том, что ГТУ работает в среднем 30,5 дней или 732 часа (30,5*24), то для обеспечения работы данной ГТУ в месяц понадобится 4 213 960,18 м. 3 газа или 50 567 522,19 м. 3 в год. При цене net back равной 5784,25 руб. за 1000 м. 3 стоимость загруженного газа для работы ГТУ составит 292 495 615 руб. Стоит отметить, что расчет производится при условии открытого цикла, то есть котел-утилизатор (КУ) отсутствует. При наличии КУ эффективность ГТУ возрастает. Кроме того, при снижении температуры внешней среды КПД будет расти, также увеличивается мощность, которую можно снять с газовой турбины. Следовательно, при северных условиях, в которых находится месторождение, КПД и «снимаемая» мощность будет выше, чем 20 МВт в месяц, что учитывает необходимость наличия резервов на ремонт. Кроме того, необходимо учесть стоимость компримированной установки, в ввиду того, что ГТУ работает на газе нормального давления. Используя вышеуказанные данные, стоимость одной единицы оборудования с учетом затрат на установку, ПНР и ввод в эксплуатацию 42 000 000 руб. Также существуют отрицательные и положительные факторы использования собственной генерации. Таблица 6. Положительные и отрицательные стороны использования газа, как ресурса для генерации э/э для собственных нужд. Положительные Отрицательные 57 Предсказуемость затрат на Законодательные трудности при установке энергоснабжение собственной генерации (техническое регулирование, лицензии, разрешений) Снижение финансовых рисков и затрат Дополнительные капитальные затраты при установке генерирующего оборудования Снижение вероятности сбоев в поставке э/э Жесткие требование к оборудованию и повышение надежности энергоснабжения (установка, обслуживание) Снижение потери в сетях при длительных Необходимость передачах энергии наличия квалифицированного обслуживания персонала оборудования, для снятия показаний и предоставления информации в государственные органы Самостоятельное регулирование поставки Отрицательное э/э и потребления отношение сетевых и генерирующих компаний, ОИВ, СО Источник: расчеты автора. Таким образом, компримированный ННГ, используемый как топливо для ГТУ и выработки электроэнергии, дешевле приобретаемой электроэнергии у сбытовой компании ООО «НЭСКО» в 2 раза или на 351 млн. руб. ежегодно. 3.5. Малотоннажные СПГ и производство метанола. Малотоннажное СПГ становится популярным направлением в России. В 2014 году руководство ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» получил премию за работу «Разработка и внедрение энергоэффективной энергосберегающей технологии малотоннажного производства СПГ и технологического оборудования для ее реализации». В рамках данного проекта введен в эксплуатацию комплекс по производству СПГ производительностью 72 тонны в сутки, а также созданы передвижные и стационарные автозаправочные комплексы и автономные беструбопроводные системы газификации ЖКХ. [38] По оценкам специалистов стоимость одного куб.м. СПГ, учитывая затраты на установку оборудования, транспортировку баллонов СПГ, а также затраты на разгазификацию, в пять-шесть раз выше стоимости кубометра традиционного газа. Таким образом стоимость одного куб.м. СПГ составляет примерно 28921 руб. за тыс. куб.м. СПГ, 58 следовательно, стоимость инфраструктуры, баллонов, разгазификация 1000 куб. м. составляет 23 000 руб. Строительство газопровода в соответствии с построенной в работе моделью обходится в 757 млн. руб. По расчетам специалистов, поселок на 1000 домов в год потребляет около 5 млн м3 газа. Следовательно, примерная себестоимость газификации населенного пункта с учетом технологии СПГ и сопутствующих объектов инфраструктуры: разводящие сети на месте, установка регазификатор и транспортировка емкостей с необходимым потребителю объемом топлива составит примерно 115 685 000 руб., что на 85 % дешевле строительства газопровода и подключения домохозяйств к нему. Помимо домохозяйств СПГ используется в качестве моторного топлива. По данным ОАО «Газпром трансгаз Томск» метан является перспективным направлением в использовании ресурса как топлива для заправки автомобилей, спецтехники, автобусов, сельскохозяйственной техники. Использование метана в качестве топлива на 100 % исключает вероятность слива топлива, что способствует экономии денежных средств на 20 - 30 %. [18] Стоит отметить, что в структуре затрат на транспорт 35 % составляют затраты на топливо. Основными затратами по направлению использования метана на автотранспорте является установка газобаллонного оборудования, которые включают в себя затраты на: подкапотное оборудование и комплектующие, баллоны, монтаж. В соответствии с оценкой затрат на топливо на двух видах транспорта продемонстрировал, что экономия средств при использовании метана в качестве топлива по отношению к бензину составляет 63 %, не учитывая экономию от устранения случаев слива топлива. Кроме того, затраты на установку газобаллонного оборудования окупаются в течение 3,7 месяцев (Таблица 6). Таблица 7: Сравнение затрат топливо бензин/ пропан/ метан. Автомобиль ЗиЛ-43362 поливомоечный ПАЗ 3205 6 7 Вид топлива Бензин (32,90 руб.)7 Пропан (18 руб.) Метан (15 руб.) Бензин (32,90 руб.) Пропан (18 руб.) Метан (15 руб.) Расход топлива на 100 км. пробега Стоимость суточного пробега 250 км. руб.6 Затраты на топливо за месяц, руб. Экономия на разнице в стоимости топлива, руб./мес. Стоимость ГБО Срок окупаемости ГБО, мес. 90 7402,5 207270 - - - 99 4455 124740 82530 70000 1,0 4,9 72 2700 75600 131670 492500 3,7 7,4 35 2878,75 80605 - - - 38,5 1732,5 48510 32095 70000 2,2 1,8 28 1050 29400 51205 397500 7,8 2,6 Доп. доход в абсолютных значениях за 5 лет, млн. руб. В расчете принято 28 смен в месяц Цены на топливо указаны в соответствии с данными с сайта http://www.benzin-price.ru/price.php?region_id=77 59 Источник: расчеты автора. Однако при использовании СПГ как для нужд домохозяйств, так и в качестве топлива, существует ряд проблемных вопросов: обеспечение поставок СПГ до потребителя. Для поставок СПГ потребителю необходима развитая транспортная инфраструктура, которая ЯНАО практически отсутствует, однако, использование СПГ для домохозяйств в виду удаленности населённых пунктов является актуальным направлением; обеспечение высокого качества продукта и усовершенствование технологии производства СПГ; развитие технологии хранения и газификации на борту транспортных средств; разработка технологий, позволяющих снизить стоимости ГБО. Таким образом, малотоннажное СПГ является актуальным и приоритетным направлением использования ННГ, однако, технология нуждается в доработке, прежде чем она станет массово доступной для конечного потребителя. Выводы. В третьей главе магистерской диссертации построена модель газового месторождения, проведена оценка капитальных, эксплуатационных затрат, а также проведена оценка налоговых и амортизационных отчислений. В рамках построения модели были получены выводы о том, что разведка и освоение месторождения является капиталоемким процессом с высокой степенью риска. объема капитальных затрат. Приоритет в России по освоению углеводородных ресурсов получают крупные вертикально интегрированные компании. На первом и втором этапах освоения месторождения ВИНКи формируют полноценную производственную цепочку, которая включает в себя технологии и объекты производства от добычи до сбыта продукции конечному потребителю, а также получают сверхвысокие прибыли за счет эффекта масштаба. Добывающая компания несет основные затраты по капитальным вложениям первые 6 лет освоения месторождения, причем 39,6 % от общего объема затрат – это вложение в бурение скважин. Наибольшую долю в затратах второго и третьего этапов составляют налоги, которые включают в себя налог на прибыль, налог на землю, НДПИ, налог на имущество и ЕСН, причем объем налоговых отчислений составляют 97 % всех затрат, понесенных на втором и третьем этапах. В рамках оценки эксплуатационных затрат наиболее значимыми являются затраты на обслуживание и обеспечение работы ДКС (40 %), а также затраты по ФОТ, который составляет 25 %. 60 Однако на этапе активно падающей добычи актуальным является привлечение компаний - представителей малого и среднего бизнеса, в виду того, что они более заинтересованы в привлечение НИОКР, минимизации текущих затрат и максимизации прибыли. На этапе падающей добычи добывающая компания оказывается перед выбором дальнейшего пути использования ресурса. Обоснование освоение техногенного месторождения заключается в наличии технологии и спроса на локальных рынках. В виду чего, в данной части работы были рассмотрены основные потенциальные направления использования низконапорного газа: - компримирование ННГ и дальнейшая транспортировка по системе газопроводов; - использование для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии; - малотоннажные СПГ и производство метанола. В рамках расчета была выявлено, что цена газа net back для исследуемого газового месторождения ЯНАО составляет 5784, 25 руб. за 1000 м 3. Оценка затрат по установке 3 компрессоров мощностью 1 МВт для компримирования газа, включая совокупные затраты на покупку, установку и ввод в эксплуатацию оборудования, составляют 126 млн. руб. Установка оборудования позволит увеличить объемы добываемого ННГ, несмотря на снижение запасов традиционного ресурса. При неизменных прочих равных условий (эксплуатационные затраты, ставки налоговых выплат) предполагаемая величина денежного потока составит при реализации газа на внутреннем рынке 45,7 млрд. руб. с учетом понесенных капитальных затрат и амортизации в первом году эксплуатации. Использование низконапорного газа для собственных нужд для выработки электрои тепловой энергии позволит экономить добывающей компании 351 млн. руб. в год при условии понесенных затрат на установку оборудования для компримирования. Кроме того, использование собственной генерации несет в себе как положительные, так и отрицательные эффекты: предсказуемость затрат на энергоснабжение, самостоятельное регулирование поставки э/э и потребления, законодательные трудности при установке собственной генерации (техническое регулирование, лицензии, разрешений) и необходимость технического обслуживания установки. Третье направление использования ННГ, рассмотренное в данной части работы, является малотоннажное производство СПГ. В рамках технологии малотоннажного СПГ низконапорный газ можно использовать в нескольких направлениях. Наиболее востребованные методы применения – это газификация домохозяйств и топливо для транспорта. В случае использования ННГ в целях газификации населенного пункта стоимость технологии СПГ и сопутствующих объектов инфраструктуры: разводящие сети 61 на месте, установка регазификатор и транспортировка емкостей с необходимым потребителю объемом топлива составит примерно 115 685 000 руб., что на 85 % дешевле строительства газопровода и подключения домохозяйств к нему. При использовании низконапорного газа в случае топлива для автотранспорта стоимость затрат на топливо сократиться на 63 % по отношению к затратам на бензин. Кроме того, использование СПГ на транспорте исключает вероятность слива топлива, что позволяет экономить транспортным компаниям от 20-30 % от затрат на топливо. Таким образом, использование ННГ по трем исследуемым направлениям является актуальным и прибыльным для компаний, однако, технологии нуждаются в доработке, прежде чем они станут массово доступными для конечного потребителя. 62 Заключение. Целью настоящей работы является оценка условий и выявление рамок эффективного освоения энергетических ресурсов техногенного происхождения (на примере низконапорного газа). Актуальность темы обусловлена увеличением роли и значения месторождений (залежей, объектов) "техногенного" типа. Т.е. таких объектов, которые в значительной степени сформированы не только под воздействием природных сил и процессов, но и условий и динамики хозяйственного освоения в предыдущие годы. Техногенные объекты уже в настоящее время обеспечивают значительную добычу многих полиметаллических и драгоценных металлов и минералов. В рамках сложившихся условий многим странам, в том числе и России, с ростом числа техногенных месторождений требуется найти не только иные технологические решения, но и иные экономические и организационные рамки. Основные результаты выполненных в работе исследований по освоению низконапорного газа заключаются в следующих пунктах. Проведена оценка роли техногенных месторождений в современной экономике. Выявлена значимость техногенных месторождений в минерально-сырьевом секторе ведущих индустриальных стран мира и России, в частности. Кроме того, потенциал залежей низконапорного газа оценивается специалистами на уровне 5 трлн. м3 к 2030 году и является колоссальным источником углеводородного ресурса. Однако анализ мировой и отечественной практики показал, что технологические месторождения значительно отличаются по морфологическому признаку, составу, возможным областям использования добытого ресурса от первоначальных (традиционных) объектов добычи и освоения минерально-сырьевых ресурсов. Проанализированы рамки условий освоения и потенциала залежей низконапорного газа, как ресурса техногенных месторождений. В рамках работы бал сделан вывод, что освоение техногенных объектов требует кардинального изменения условий и рамок реализации проектов: месторождения, введение необходимо комплексное классификации данного исследование вида техногенного ресурсов, требуется совершенствование нормативно-правовой базы обращения с отходами с точки зрения уточнений основных категорий георесурсов, а также обеспечение безаукционного (безконкурсного) доступа малых предприятий к мелким, трудноизвлекаемым, техногенным и высоко выработанным запасам. Основываясь на мировом и отечественном опыте, в работе выявлены основные направления использования низконапорного газа: 63 - компримирование и транспортировка через систему трубопроводов, в том числе для потребителей в местах непосредственной близости месторождения с крупными объектами потребления; - производство метанола и моторного топлив; - выработка электроэнергии и энергообеспечение собственного добывающего комплекса; - переработка на технический углеводород и применение в газонефтехимии; - производство сжиженного природного газа. Каждое из направлений использования ННГ обладает положительными характеристиками и ограничениями по реализации. В результате исследования с использованием метода факторного анализа были выявлены четыре главных компоненты, которые определяют целесообразность и направление использования ННГ: бюджетные характеристики, ресурсная характеристика, промышленность, уровень жизни населения, роль малого и среднего бизнеса в разведке и добычи техногенного ресурса. Каждая из выявленных компонентов влияют на структуру институциональной среды целостно, и не должны быть изолированы от других условий, иначе общего социально-экономического эффекта невозможно будет достигнуть. В свою очередь, введение в эксплуатацию техногенных месторождений влияет на изменение институциональной среды и структуру локального рынка в целом. В целях понимания значимости добычи углеводородов и промышленного фактора в процессе формирования валового регионального продукта и добавочной стоимости, была построена регрессионная модель с использованием разнонаправленных характеристик. Результат анализа показал, что исходная гипотеза доказана: ресурсная характеристика, показатели промышленности и производства значимы на уровне 10% для исследуемых субъектов. Данное доказательство указывает на то, что регионы при снижении добычи углеводородов будет нацелены на поиск методов альтернативного использования ресурса, потому что исключить исследуемые факторы из региональной экономики невозможно в среднесрочной перспективе. Таким образом, локальные рынки играют ключевую месторождений. В роль в формировании свою очередь спроса техногенные на продукцию месторождения техногенных также являются неотъемлемой частью субъектов РФ. Кроме того, сформирован вывод о том, что длительное и стабильное развитие исследуемых регионов базируется на освоении минеральносырьевой базы. При использовании методологии кластерного анализа были выявлены основные субъекты РФ, для которых освоение техногенных месторождений наиболее актуальна в 64 краткосрочной и среднесрочной перспективе: Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, Архангельская область, Красноярский край, Иркутская область, Оренбургская область, Пермская область, Самарская область, Республика Коми, Республика Башкортостан, Республика Татарстан. В результате анализа было выявлено 7 кластеров, которые обладают исключительными характеристиками. На основе кластерного анализа и регрессионной модели, а также выявленных особенностей субъектов РФ, была сформирована таблица факторов, влияющих на локальный рынок, и направления спроса локальных рынков на ННГ по кластерам. Для более подробного рассмотрения экономической целесообразности использования ННГ по направления на локальном рынке в работе была построена модель разработки газового месторождения ЯНАО. Проведенная оценка капитальных и эксплуатационных затрат, амортизационных и налоговых отчислений продемонстрировала высокую стоимость проекта на этапах освоения и добычи месторождения. Несмотря на данный факт, выгоды по исследуемому проекту превышали затраты до этапа активно падающей добычи. На этапе перехода месторождения в класс техногенных затраты по проекту увеличиваются в виду необходимости привлечения технологий и усложнения добычи и переработки ресурса. В работе была проведена оценка стоимости продукции техногенных месторождений по трем направлениям: компримирование и транспортировка ННГ по системе газопроводов, использование ННГ для выработки электроэнергии на устье и применение технологии СПГ. В результате проведенной оценки был сделан вывод, что использование ННГ по трем исследуемым направлениям является актуальным и прибыльным для компаний, однако, технологии нуждаются в доработке, прежде чем они станут массово доступными для конечного потребителя. Полученные результаты указывают также на то, что необходимо формирование комплексных, новых (измененных) институциональных условий для использования потенциала техногенных месторождений. Реализация потенциальных возможностей освоения техногенных месторождений и получение реального положительного эффекта возможна только в случае комплексного взаимодействия региональных властей по формированию институциональных условий. Например, комплексных условий таких как: изменение системы налогообложения при добыче полезных ископаемых техногенных месторождений; наличие рыночных механизмов при формировании цены на газ для потребителей; наличие равноправного доступа к инфраструктуре (газотранспортным и дорожно-транспортным системам); 65 наличие на рынке отечественных технологий для генерации электроэнергии на ресурсе с низким давлением, технологий для СПГ, равноправный доступ малых и средних компаний для обеспечения добычи наиболее экономически эффективным и экологически целесообразным путем; уменьшение рисков, связанных с возвратом частных инвестиций; формирование информационно-аналитических механизмов для контроля и определения целесообразности процесса. Полученные результаты доказывают факт, что ключевой задачей по развитию использования ресурсов техногенных месторождений является не только извлечение сырья, но и влияние добычи на решение социальных и экономических задач региона. Проведение дальнейших оценок для выявления условий и связей, определяющих не только значимость техногенных месторождений, но и темпы освоения техногенных ресурсов с учетом социально-экономических приоритетов регионов оставляют поле для дальнейших работ. 66 Список литературы. 1. BP Energy Outlook, http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy- economics/energy-outlook/energy-outlook-downloads.html 2. International Energy Outlook 2013 (IEO2013), http://www.eia.gov/forecasts/ieo/ 3. Peter Hancock, Sustainable Development and the Australian Minerals Sector, Science, Technology, Environment and Resources Group, Research Paper 24 2000-01. 4. Michał Szczurek, Anthropogenic mineral deposits in Wielkopolska lignite mines – current state of research, Pages 21–38, ISSN (Print) 0860-0953, DOI: 10.2478/gospo-2014-0001, March 2014. 5. Waterborne Energy, Inc, http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas- ovr-lng-wld-pr-est.pdf 6. Энергетическая стратегия России до 2030 года. 7. Стратегия развития химического и нефтехимического комплекса на период до 2030 года, http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_173997/?frame=1 8. Аналитический портал нефтехимической промышленности http://newchemistry.ru/letter.php?n_id=8846 9. ФТС России, Экспорт Российской Федерации сжиженного природного газа за 2009– 2014 годы, http://www.cbr.ru/statistics/print.aspx?file=credit_statistics/LiquefiedGas.htm&pid=svs&sid=IT M_20011 10. Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 14 мая 2014 г. N 109-э/2 г. Москва, Приложение 1. http://www.rg.ru/2014/06/16/tarifi-dok.html 11. Бажин В.Ю. Проблемы промышленной безопасности металлургических производств http://www.spmi.ru/system/files/lib/univer/document/11/bazhin_v.yu_.pdf 12. Бугрий О.Е. и др. Добыча низконапорного газа на месторождениях Надым-Пур- Тазовского региона // Наука и техника в газовой промышленности. - №1. – 2013. С. 48 13. Грановская Н.В., Наставкин А.В., Мещанинов Ф.В. Техногенные месторождения полезных ископаемых. - Ростов-на-Дону: ЮФУ, 2013. 93 - с., http://www.geo.sfedu.ru/minobr/met_4.pdf 14. Грунвальд А.В. ВНИИГАЗ/Газпром. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления в период до 2030 г. 15. Елистратов В.В., Коломийцев В.В. «Основные проблемы эксплуатации крупнейших газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона на завершающей стадии». 67 Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года), М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, стр 104. 16. Иванов С.И., Столыпин В.И., Молчанов С.А., Морозов М.М., Зубанова Е.А. «Утилизация низконапорных газов на объектах добычи и переработки в ООО «Оренбурггазпром». Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 2006, №7, стр. 32. 17. ИК «Энергокапитал» GTL технологии приходят в Россию, http://data.investfunds.ru/comments/stocks/file/2013-05/energ_Review_070513.pdf 18. Использование компримированного природного газа метана в качестве моторного топлива Филиал «Томскавтогаз» - презентация, http://www.myshared.ru/slide/408858/# 19. Карасевич А.М., Нанивский Е.М. «Методология решения проблемы добычи и использования низконапорного газа». Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.). 20. Козинцев А.Н., Величкин А.В. Низконапорный газ. Проблемы и перспективы его использования // Наука и техника в газовой промышленности. - №1. – 2013. С. 11 21. Крюков В.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В.В. «Подходы к дифференцированию налогообложения в газовой промышленности». Новосибирск, ИЭОПП СО РАН, 2006, 172 сс. 22. Крюков В.А., Павлов Е.О. (2012) «Подход к социально-экономической оценке ресурсного режима в нефтегазовом секторе» // Вопросы экономики, № 10, 2012, с. 103-116. 23. Крюков В.А., Сырьевые территории в новой институциональной реальности, Пространственная Экономика 2014.4. С. 26—60. 24. Крюков В.А. (2005) "Особенности формирования системы недропользования в России – взгляд на проблему с позиций институциональной теории"// Минеральные ресурсы России: экономика и управление, № 5, 2005, с. 29-36. 25. Крючкова И. Низкий старт // Эксперт Урал. - № 45 (243). – 2008. С. 10. 26. Крылов Г.В., Маслов В.Н. «Проблемы и перспективы использования низконапорного газа на месторождении Медвежье». Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.). 68 27. Крыштановский А.О. Анализ социологических данных с помощью пакета SPSS, учеб. пособие для вузов / А. О. Крыштановский; ГУ-ВШЭ. – М.: Изд. дом ГУ-ВШЭ, 2006. – 281 с. 28. Кучеров Г.Г. и др. Оценка факторов, влияющих на конечные коэффициенты газоотдачи по сеноманским газовым залежам Ен-Яхинской и Ямбургской площадей // Наука и техника в газовой промышленности. - №1. – 2013. С. 3-9. 29. Кузнецов А.М., д.т.н., В.И. Савельев, Н.В. Бахтизина, к.э.н., Индустрия GTL: состояние и перспективы, журнал «Нефтепереработка и нефтепродуктообеспечение», http://www.mgimo.ru/files2/2013_04/up53/file_21bc3389fb0c8ebb0a55765253d2ebdf.pdf 30. Ланчаков Г.А. «Перспективы устойчивой работы Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса на поздней стадии разработки». Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.). 31. Ляхович П. Развитие мощностей Сибура как фактор роста внутреннего спроса. IV Международный форум «Большая Химия», Уфа, 29 мая 2014 32. Макаров А.Б. Техногенные месторождения минерального сырья // Соросовский образовательный журнал, том 6, № 8, 2000. С. 77 33. Макаров А.Б. Техногенно-минеральные месторождения Урала / диссертация доктора геолого-минералогических наук. – Екатеринбург: 2006. С. 253. 34. Макаров В.А. Техногенные минеральные объекты – ресурсы и проблемы геолого- технологической оценки // «Золото и технологии». - № 3(13). - август 2011 г. 35. Мамонтов Д. Технология GTL избавляет от страха, что нефть закончится, журнал «Популярная механика», август 2014б http://www.popmech.ru/technologies/44841- tekhnologiya-gtl-izbavlyaet-ot-strakha-chto-neft-zakonchitsya/#full 36. Мелехин Е.С. Отдельные проблемы регулирования недропользования на современном этапе // Российские недра. http://www.rosnedra.info/maintopic/melehin1/ 37. Мельникова С., Развитие мирового рынка СПГ и перспективы экспорта сжиженного газа из России, http://www.eriras.ru/files/svetlana-melnikova-razvitie-mirovogo-rynka-spg-iperspektivy-eksporta-szhizhennogo-gaza-iz-rossii.pdf 38. Нефтегазовая вертикаль, № 5, НГВ-Технологии, февраль 2015 года. 39. Облеков Г.И., Облеков Р.Г. «Классификация запасов углеводородов (природный газ). Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года), М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, стр.66. 69 40. Омельченко Р.Ю., Грязнова И.В. Новые технологические решения при добыче и использовании низконапорного газа // Тр. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина». - 2010. №3. - С.42 41. Петров В.А. Естественное истощение // Нефть и Капитал. - №01-02. – 2013. С. 23 42. «Премиум Инжиниринг», Компримирование, http://premen.ru/upload/premen/catalog/premium_br_compression.pdf 43. Россия в энергетическом мире. Инновационное бюро «Эксперт», М., 2006. 44. Роснефть, ЛУКОЙЛ и Газпром интересуются GTL-проектами http://neftegaz.ru/news/view/121767 45. Рыльникова М.В. и др. Классификация техногенных георесурсов в свете перспектив комплексного освоения рудных месторождений // Горный информационно-аналитический бюллетень. - № 2. – 2012. 46. Ресурсы компании Abercade consulting http://www.abercade.ru/research/industrynews/1032.html 47. Сайт компании ОАО «Газпром», http://www.gazprom.ru/ 48. Сайт компании Methanol Market Services Asia http://www.methanolmsa.com/ 49. Сайт компании CREON Energy http://www.creonenergy.ru/ 50. Сайт ОАО «АТС», www.atsenergo.ru. 51. Сайт региональной энергетической комиссии Тюменской области, ХМАО и ЯНАО http://www.rectmn.ru/s 52. Сахалин -2. Пионеры раздела, Нефть и Капитал №06/2014 53. Саранча А.В. и др. Технологии добычи низконапорного сеноманского газа // Современные проблемы науки и образования. - №1. – 2015. С. 45. 54. Стартовый комплекс «Иркутской нефтяной компании» по переработке газа выходит на финишную прямую, 25.03.2015; журнал «Нефть и Капитал» №03/2015 55. Талалай А.Г., Глушкова Т.А., Макаров А.Б. и др. Методология исследований радиоактивной и редкометальной минерализации техногенных месторождений Урала // Российский геофизический журнал, 1998, № 9-10. С. 65-74. 56. Талалай А.Г., Макаров А.Б., Зобнин Б.Б. Техногенные месторождения Урала, методы их исследования и перспективы разработки // Известия ВУЗов. Горный журнал. 1997, № 11-12. С. 20-36. 57. Тер-Саркисов Р.М., Ставкин Г.П., Цыбульский П.Г., Степанов Н.Г. «Уровни добычи и запасы низконапорного газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона». Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной 70 сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года), М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, стр. 17. 58. Тер-Саркисов Р.М., Илатовский Ю.В., Бузинов С.Н., Медко В.В., Харитонов А.Н., Нифантов В.И., Казарян В.П., Серегина Н.В. «Особенности добычи низконапорного газа». Газовая промышленность, 2005, №11, стр. 67. 59. Фролов А. Глубинные приоритеты // Газпром. - № 9. – 2013. С. 13 60. Чантурия В.А., Корюкин Б.М. Проблемы геотехнологии и недроведения // Мельниковские чтения: доклад междунар. конференции Екатеринбург: УрО РАН, 1998. Т. 3. С. 26-34 61. Чмелева И. «Перспективы геологоразведки на российском шельфе до 2025 года», Rognec, выпуск 62. Чугунов А.Н. Теория и практика разработки техногенных месторождений золота // Золотодобыча, №141, Август, 2010 71 Приложение 1 – Технологии эксплуатации техногенных месторождений Группы георесурсов Запасы, оставленные за контуром Основные применяемые Перспективы вовлечения в эксплуатацию технологии эксплуатации Не отрабатываются по Сочетание процессов открытых и подземных горных работ с разработки: запасы в охранных целиках, в условиям безопасности или ввиду освоением сложных участков физико-химическими технологиями с основании карьера, выклинках рудных тел и на убыточности поверхности или из существующих выработок контактах с вмещающими породами, в закладке, в зонах обрушения Отвалы вскрышных пород Отвалы бедных руд Использование для нужд Разработка открытым способом для применения в строительной строительной индустрии, в составе индустрии. Рекультивация с использованием освобожденных территорий для закладочной смеси нужд сельского хозяйства и в других отраслях В результате окисления при хранении не подлежат обогащению Открытая добыча, сепарация, раздельное складирование руд различного качественного состава. Переработка руды физико-химической технологией. Кучное выщелачивание бедных руд с утилизацией отработанного сырья в выработанном подземном пространстве. Хвосты обогатительных фабрик Попутные концентраты Складирование и Сухое складирование на специально подготовленных полигонах и в долговременное хранение в подземных выработках, выщелачивание на поверхности и в выработанном хвостохранилищах. Использование в пространстве, утилизация в составе закладочной смеси материала, составе закладочной смеси без прошедшего технологический цикл переработки физико-химическими доизвлечения ценных компонентов методами Складирование в отвалы ввиду отсутствия спроса 72 Приложение 1 – Технологии эксплуатации техногенных месторождений Группы георесурсов Специфические отходы производства: Основные применяемые Перспективы вовлечения в эксплуатацию технологии эксплуатации Складирование на дневной Разработка эффективных технологических схем с применением просыпи, отходы рентгенометрической поверхности в отдельных отвалах, либо процессов физико-химической геотехнологии. Утилизация в выработанном сепарации и др. в отвалах и хранилищах других отходов пространстве после доизвлечения ценных компонентов. производства Минерализованные промышленные стоки Локализация в коллекторах Глубокая очистка с извлечением широкого спектра ценных (технологических прудах), компонентов, сброс в природные водоемы. Использование в качестве отработанных карьерах. Очистка до химического агента и транспортирующей среды при выщелачивании. норм ПДК и сброс в природные водоемы. Использование в обороте обогатительных фабрик. Выработанное производство Использование карьеров в Использование в качестве хранилищ различного назначения, а также качестве хранилищ отходов горно- в качестве технологического пространства для реализации физико- обогатительного производства. химических процессов. Закладка подземных горных выработок. Самолокализация подземных пустот. 73 Приложение 2. Факторный анализ Корреляционная матрица Revenues Averageincome Realaveragemon Volumeofshippe Mineralextractio Wholesalegaspri Theindexofindus thlysalaryofempl dgoods ntax ces trialproduction Emission Expenses GRP oyees Корреляция Revenues 1,000 ,331 ,142 ,300 ,312 ,060 ,140 ,402 ,965 ,094 Averageincome ,331 1,000 ,066 ,516 ,021 -,215 -,099 ,285 ,399 ,657 Realaveragemonthlysalaryofemployees ,142 ,066 1,000 -,087 -,005 ,362 ,216 -,109 ,087 -,085 Volumeofshippedgoods ,300 ,516 -,087 1,000 -,008 -,207 -,159 ,692 ,326 ,393 Mineralextractiontax ,312 ,021 -,005 -,008 1,000 -,200 ,232 ,633 ,344 ,094 Wholesalegasprices ,060 -,215 ,362 -,207 -,200 1,000 -,010 -,261 ,052 -,472 Theindexofindustrialproduction ,140 -,099 ,216 -,159 ,232 -,010 1,000 ,058 ,079 -,107 Emission ,402 ,285 -,109 ,692 ,633 -,261 ,058 1,000 ,463 ,191 Expenses ,965 ,399 ,087 ,326 ,344 ,052 ,079 ,463 1,000 ,173 GRP ,094 ,657 -,085 ,393 ,094 -,472 -,107 ,191 ,173 1,000 KMO и критерий Бартлетта Мера адекватности выборки Кайзера-Майера-Олкина (КМО). Критерий сферичности Бартлетта ,390 Примерная Хи-квадрат 668,398 ст.св. 45 Знач. ,000 Объясненная совокупная дисперсия Факторный анализ Суммы квадратов нагрузок извлечения Всего % дисперсии Суммарный Суммы квадратов загрузок вращения Всего % дисперсии % Суммарный % 1 2,845 28,446 28,446 1,964 19,641 19,641 2 1,371 13,709 42,155 1,562 15,620 35,262 3 1,097 10,966 53,121 1,375 13,753 49,014 4 ,780 7,797 60,917 1,190 11,903 60,917 Метод выделения факторов: факторный анализ образов. 74 Приложение 3. Матрица корреляций, тест Уайта на гетероскедостичнсоть Приложение 4. Регрессионная модель с фиксированными и случайными эффектами, тест Хаусмана, тест Бройша-Пагана. 75 Приложение 5. Оценка регрессии с использованием квантилей. 76 Приложение 6. Принадлежность к кластером. Кластеризация методом К- средних. Конечные центры кластеров. Принадлежность к кластерам Номер 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Названиеместорождения Самотлорское Ромашкинское Приобское Фёдоровское Мамонтовское Туймазинское Арланское Ванкорское Южно-Долгинское Усинское Южно-Ягунское Имилорское Усть-Балыкское Южно-Сургутское Кластеризовать Расстояние 1 ,714 2 1,502 1 ,714 2 1,453 1 ,714 4 ,667 4 1,054 1 1,145 2 1,241 2 1,241 2 ,827 2 ,827 1 ,954 1 1,382 77 Западно-Сургутское 15 Холмогорское 16 Когалымское 17 Уньвинское 18 Марковское 19 Мухановское 20 Новоелховское 21 Пограничное 22 Покровское 23 Сугмутское 24 Урненское 25 Шаимское 26 Шкаповское 27 Медвежье 28 2 1,055 2 1,403 2 1,241 2 1,241 3 ,000 1 1,145 2 1,120 2 1,055 1 1,145 1 1,520 1 1,145 2 1,055 4 1,054 2 1,403 Комбинационная таблица Субъект * Номер кластера наблюдения Номер кластера наблюдения 1 Субъект Архангельская об Количество % в Номер кластера 2 3 4 Всего 5 6 7 0 0 0 0 0 1 0 1 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 16,7% 0,0% 3,6% 0 0 0 0 1 0 0 1 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% 0,0% 0,0% 3,6% 1 0 0 0 0 0 0 1 12,5% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 3,6% наблюдения Иркутская обл Количество % в Номер кластера наблюдения Красноярский кра Количество % в Номер кластера наблюдения 78 Оренбургская обл Количество % в Номер кластера 1 0 0 0 0 0 0 1 12,5% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 3,6% 0 0 0 0 0 1 0 1 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 16,7% 0,0% 3,6% 0 0 0 0 0 0 3 3 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0% 10,7% 0 0 0 0 0 1 0 1 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 16,7% 0,0% 3,6% 0 2 0 0 0 0 0 2 0,0% 100,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 7,1% 1 0 0 0 0 0 0 1 12,5% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 3,6% 5 0 2 4 0 3 0 14 62,5% 0,0% 50,0% 100,0% 0,0% 50,0% 0,0% 50,0% 0 0 2 0 0 0 0 2 0,0% 0,0% 50,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 7,1% 8 2 4 4 1 6 3 28 наблюдения Пермская обл Количество % в Номер кластера наблюдения Республика Башко Количество % в Номер кластера наблюдения Республика Коми Количество % в Номер кластера наблюдения Республика Татар Количество % в Номер кластера наблюдения Самарская обл Количество % в Номер кластера наблюдения Тюменская област Количество % в Номер кластера наблюдения Ямало-Ненецкий а� Количество % в Номер кластера наблюдения Всего Количество 79 Приложение 7. Основные показатели в модели месторождения. Показатель Добыча, млрд. куб. м. 10 лет 307 540 459 215 73 1 594 Выручка 376 556 776 768 791 418 456 406 244 592 2 645 741 1 337 3 484 4 311 4 823 2 478 16 433 375 219 773 284 787 107 451 583 242 114 2 629 307 6 169 486 Налоги 126 522 260 017 264 990 163 350 94 185 909 064 FCF 242 528 512 781 522 117 288 233 147 929 1 713 589 Накопленный FCF 242 528 755 309 1 277 427 1 565 660 1 713 589 5 554 513 DCF 15% 103 203 71 599 19 223 2 580 344 196 950 DCF 20% 80 748 40 540 7 228 635 55 129 205 Операционные затраты Операционная выручка Капитальные затраты 20 лет 30 лет 41 год - 47 год - Итого - 6 655 Амортизация Скважины Газапроводы-шлейфы УКПГ Коллектор Дороги ДКС Прочие Инфраструктура Срок службы 12 15 10 15 20 10 20 20 Норма АО, % 8.3% 6.7% 10.0% 6.7% 5.0% 10.0% 5.0% 5.0% Приложение 7. Модель месторождения..xlsx 80
