Оценка экономической эффективности разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ)

     Для того чтобы правильно оценивать  результаты проекта, а также обеспечить сравнимость показателей проектов в различных условиях, необходимо максимально учесть влияние инфляции на расчетные значения результатов и затрат. Для этого следует потоки затрат и результатов производить в прогнозных (текущих) ценах, а при вычислении интегральных показателей (интегральный эффект, ЧДД, ВНД, ИД и др.) переходить к расчетным ценам, т.е. ценам, очищенным от общей инфляции.

     Расчетные цены приводятся к некоторому моменту  времени, т.е. соответствуют ценам  в этот момент (хотя могут не совпадать с ними за счет неоднородности инфляции). Расчетные цены приводятся к моменту t=0 (моменту, предшествующему началу реализации проекта), что необходимо иметь в виду при сравнении проектов с различными сроками их начала.

     Приведение цен ресурса "j" в момент t=t_н (заданных (базисных) цен) к ценам того же ресурса в конце t-ого шага (прогнозным ценам) производится по формуле:

     Ц_cj(t) = Ц_j(б)*J_j(t,t_н),                                                                                        (10)

     где Ц_cj(t) - цена ресурса j на t-ом шаге (прогнозная или текущая цена);

     Ц_j(б) - цена того же ресурса в ценах момента t0 (базисная цена);

     J_j(t,t_н) - индекс цен на ресурс j.

     Приведение значений показателей к расчетным ценам делается для того, чтобы при вычислении значений интегральных показателей исключить из расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее, в частности, из-за инфляции) изменение в структуре цен, а также влияние инфляции на план осуществления проекта [2]. 
 
 
 
 
 

 

     ГЛАВА 3 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСВОЕНИЯ ШГКМ

     3.1 Производственный план

     К настоящему времени компанией Shtokman Development AG разработан интегрированный базовый проект по всей технологической цепочке от бурения скважин до передачи владельцу лицензии готовой продукции (трубопроводный и сжиженный газ, конденсат) для поставок на рынки сбыта. Проведены детальные инженерные изыскания и исследования, разработана проектная документация по международным и российским стандартам, подготовлен комплект специальных технических условий.

     В принятом проекте разработки месторождения предусматривается поэтапное наращивание эквивалентных мощностей по всем трем составляющим обустройства месторождения. В проекте выделяются три стадии ввода мощностей (рисунок 6). Каждая стадия — это пуск новой связки 1 платформа - 1 нитка морского газопровода - 3 технологические линии завода СПГ (или сухопутный газопровод) [23].

     

     Рисунок 6 - Стадии ввода мощностей

     С началом третей стадии происходит выход на проектные показатели. Выручка от реализации продукции по каждой стадии может реинвестироваться для последующего развития проекта.

     На  первом этапе планируются обустройство месторождения и подача на берег около 22,5 млрд. м³/год газа для поставок в магистральный газопровод Мурманск - Волхов и производства СПГ. Техническая концепция комплексного освоения ШГКМ предполагает создание единого комплекса в составе:

• системы подводного обустройства месторождения;
• ледостойких технологических платформ;
• системы морских трубопроводов;
• портового транспортно-технологического комплекса (ПТТК), включающего завод по производству СПГ, установку комплексной подготовки газа, специализированный морской порт;
• базы обеспечения морских объектов;
• магистрального газопровода Мурманск - Волхов;
• судовой транспортировки СПГ.

     Проектом  предусматривается строительство  подводного добычного комплекса, состоящего из семи интегрированных комплексов (опорных плит и манифольдов) на восемь скважин каждый и платформ, на которых  будет производиться компримирование  и предварительная подготовка газа к трубопроводному транспорту. Схема морского добычного комплекса изображена на рисунке А.1 (см. Приложение А).

     Предполагается  строительство трех ниток подводного магистрального трубопровода от месторождения  до губы Опасовой (Кольский п-ов) для  осуществления двухфазной транспортировки газа до берега. 
В комплексное освоение ШГКМ также входит газопровод Мурманск - Волхов, обеспечивающий подачу газа с этого месторождения в ЕСГ России. В рамках обоснования инвестиций была выбрана трасса газопровода с расстановкой компрессорных станций. Извлечённый конденсат, будет стабилизироваться, и отправляться на хранение и последующую отгрузку в бухту Корабельная.

     Всего протяженность трассы составляет более 1300 км. Она проходит по трем субъектам Российской Федерации, 15 районам, пересекает более 450 водных объектов (из них 12 шириной более 200 м), более 200 км скальных участков, 235 км болот, 16 переходов через железные и 76 - через автодороги. Трасса проходит по сильнопересеченной местности.

     Береговая часть Фазы 1 Штокмановского проекта, реализуемого компанией ШДАГ состоит из:

• Береговой части морского магистрального трубопровода;
• Установки комплексной подготовки газа (УКПГ);
• Завода по сжижению природного газа (СПГ);
• Объекты инфраструктурного обеспечения УКПГ и СПГ.

     Газ, вместе с газовым конденсатом  поступает с морского добычного  комплекса по двум трубопроводам. Места  выхода трубопроводов на берег будут  расположены на северном берегу Кольского  полуострова в губе Опасова.

     Береговая часть морского трубопровода от его выхода на берег до пробкоуловителя на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) будет проложена под землёй и иметь протяжённость 10 км. После пробкоуловителя поток разделится на две части: половина газа пойдет на УКПГ, а другая – на завод СПГ для дальнейшей переработки и сжижения.

     Основное назначение установки комплексной подготовки газа (УКПГ) – отделение газа от конденсата и подготовка его к транспортировке по магистральному трубопроводу. УКПГ расположится в небольшом удалении от губы Завалишина. Впервые в России для разделения газа и газового конденсата будет использован высокопроизводительный пробкоуловитель трубного типа. Производительность установки – 35 млн. м³/сут.

     Строительство комплекса по производству сжиженного природного газа намечается в районе пос. Териберка Мурманской обл. Производство СПГ будет состоять из следующих основных технологических блоков: удаления кислых газов, осушки сырьевого газа, удаления ртути, сжижения газа, выделения азота. Хранение СПГ предусматривается в изотермических резервуарах вместимостью около 160 тыс. м³ каждый, которые работают при давлении 0,0030-0,0045 МПа (изб.) и температуре -162 °С. Для отгрузки СПГ на рынки сбыта были проработаны возможные маршруты его поставок на терминалы США и Европы. Всего потребуется более 20 судов объемом до 220 тыс. м³.

     В состав зоны хранения и отгрузки СПГ входят специальные резервуары двухоболочечного закрытого типа для хранения СПГ, отгрузочный терминал СПГ, система возврата и компримирования отпарного газа. В дальнейшем планируется расширение парка резервуаров, причальных сооружений и перегрузочных комплексов, которое будет производиться в рамках развития второй и третьей фаз освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. 

     Для работы объектов первой фазы будет необходимо около 600 МВт электроэнергии. Данную мощность можно соотнести с потребностями в энергопотреблении целого города с населённостью 1 млн. человек. В качестве основного варианта планируется собственная генерация электро- и тепловой энергии посредством высокопроизводительных газовых турбин, работающих на технологическом нетоварном газе, неизбежно выделяющемся в процессе производства СПГ. Рассматривается также вариант подключения к внешним электросетям.

     Для обеспечения фазы строительства вне зоны технического обслуживания, будет построен временный строительный лагерь, который будет постепенно увеличиваться по мере развития Фаз 1, 2 и 3 проекта, и будет способен принять на пике реализации Штокмановского проекта до 16 000 человек.  
 
Для размещения персонала на эксплуатационной стадии проекта будет построен вахтовый посёлок, способный вместить до 1000 человек [20].

     3.2 Этапы проведения оценки экономической эффективности разработки ШГКМ

     Для оценки экономической эффективности разработки ШГКМ использовались «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования» (утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ 21.06.1999 N вк 477).

     При оценке эффективности Штокмановского проекта использовались методы оценки с учетом временного аспекта стоимости денег, т.е. были рассчитаны следующие показатели:

• Чистый дисконтированный доход (ЧДД);
• Внутренняя норма доходности (ВНД);
• Индекс доходности (ИД);
• Срок окупаемости;
• Дисконтированный доход государства.

     Исходными данными послужили проектные материалы по ШГКМ ВНИИГРИ, которые представлены в таблице Б.1 (см. Приложение Б).

     Согласно исходным данным, капитальные вложения в проект освоения ШГКМ делятся на вложения в: обустройство месторождения, ГРР, строительство завода СПГ и строительство газопровода до Волхова. Эксплуатационные затраты включают в себя расходы на содержание платформ, завода СПГ, газопровода и расхода на оплату труда.

     Расчету показателей эффективности предшествует расчет общей суммы капитальных вложений, эксплуатационных затрат и прибыли, составление финансового плана на весь срок жизни проекта и оценка  факторов риска и неопределенности.

     3.2.1 Расчет капитальных вложений

     Согласно исходным данным, капитальные вложения в проект освоения ШГКМ делятся на вложения в: обустройство месторождения, ГРР, строительство завода СПГ и строительство газопровода до Волхова.

     Общая сумма капитальных вложений в проект разработки ШГКМ составила 47,5 млрд. долл. Капитальные вложения, расписанные поэлементно, представлены в таблице 6.

Таблица 6 – Капитальные вложения в проект разработки ШГКМ

Капитальные вложения (всего), в т.ч.:	млн.$	47525,23
В обустройство месторождений	млн.$	13310,00
ГРР	млн.$	278,61
Стороительство  завода СПГ	млн.$	28456,62
Стороительство  газопровода до Волхова	млн.$	5480,00
Кап.вложения (дисконтированные)	млн.$	12744,87

 

     3.2.2 Расчет эксплуатационных затрат

     Величина  эксплуатационных затрат определяется как сумма расходов на содержание платформ, завода СПГ, газопровода, расходов на оплату труда и страховых взносов. Плановый фонд оплаты труда определяется произведением среднемесячной численности работников на их среднюю зарплату. Начисления на заработную плату (страховые взносы) определяются по действующему законодательству в процентах к заработной плате (26%, с 2011 г. – 34%).

     Эксплуатационные  затраты разработки ШГКМ представлены в таблице 7.

Таблица 7 - Эксплуатационные затраты

Эксплуатационные  затраты, в т.ч.:	млн.$	22085,94
платформы (общие)	млн.$	11313,50
завод СПГ	млн.$	9893,46
газопровод	млн.$	337,91
численность персонала1	чел.	25474
среднемесячная  з/п одного работника2	руб.	1335060
расходы на оплату труда	млн. руб.	18163
страховые взносы	млн. руб.	6062