Экономические приоритеты развития газовой отрасли

Меркушев, Михаил Ильич

Темы диссертаций по экономике » Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда

Экономические приоритеты развития газовой отрасли тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	кандидат экономических наук
Автор	Меркушев, Михаил Ильич
Место защиты	Тюмень
Год	2006
Шифр ВАК РФ	08.00.05

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Экономические приоритеты развития газовой отрасли"

На правах рукописи

МЕРКУШЕВ МИХАИЛ ИЛЬИЧ

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПРИОРИТЕТЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

Специальность 08.00.05. - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями и комплексами - промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Тюмень-2006

Работа выпонена в Тюменском государственном нефтегазовом университете

Научный руководитель

доктор экономических наук, профессор Газеев Мансур Хамитович

Официальные оппоненты: доктор экономических наук, профессор

Карпов Вячеслав Григорьевич

кандидат экономических наук Ежов Сергей Сергеевич

Ведущая организация Научно-исследовательский институт

экономики и организации управления газовой промышленности (НИИгазэкономика)

Защита состоится " 4" июля 2006 г. в 1430 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.07 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72", ауд.321.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан 2 июня 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Е.М. Дебердиева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. Основной целью энергетической стратегии является максимально эффективное использование ресурсного и производственного потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения. Основные составляющие государственной энергетической политики Ч недропользование и управление государственным фондом недр, развитие внутренних энергетических рынков при одновременной экспансии на международные рынки.

Устойчивая тенденция в мировой системе энергообеспечения Ч опережающий спрос на газовое топливо. Россия является не только важным производителем газа, но и крупнейшим в мирю экспортером газа, обеспечивающим более 40% международных поставок. Главной особенностью развития газовой промышленности России в ближайшем десятилетии будет резкое расширение ее географии, приближение центров добычи газа Сибири к потребителям в восточных регионах России и Азиатско-Тихоокеанскому рынку (АТР).

Возрастающая роль газовой отрасли России требует кардинальных перемен в системе управления газового комплекса и определении приоритетов его развития.

В последние годы объем производства жидких углеводородов газовой отрасли неуклонно возрастает, такая же тенденция сохранится в обозримой перспективе. Данное обстоятельство обусловлено особенностями геологического строения и условиями залегания углеводородов на вновь осваиваемых месторождениях. Перспективы дальнейшего развития газовой отрасли связаны с вводом в разработку разрабатываемых нефтегазоконденсатных залежей. Вместе с тем планирование развития добычи, транспорта и переработки жидких углеводородов до сих пор производится по остаточному принципу, исходя из потребности в наращивании и поддержании добычи газа, являющимся основным товарным продуктом ОАО "Газпром". С другой стороны, действующие документы, регламентирующие оценку экономической эффективности, предполагают ее обоснование отдельно по проектам в

сферах добычи, переработки и транспортировки жидких углеводородов. Сложный характер производства в условиях вертикальной интеграции требует комплексного подхода для принятия инвестиционных решений в этой сфере. Преимущества вертикальной интеграции дожны быть учтены на стадии проектирования, поскольку в противном случае может быть принято не самое эффективное инвестиционное решение.

Проблемы эффективного недропользования, комплексного использования углеводородных ресурсов, экспортной политики требуют переосмысления многих концептуальных положений и конкретных практических решений в газовом секторе экономики РФ. Поэтому разработка методических подходов к определению приоритетов и повышению эффективности развития газовой отрасли России, представляет собой актуальную проблему, что и определило выбор темы данного диссертационного исследования.

Цель работы состоит в разработке методических подходов и рекомендаций по обоснованию эффективных направлений и выбору экономических приоритетов развития газовой отрасли.

В соответствии с поставленной целью в диссертации решаются следующие основные задачи:

- анализ современных экономических проблем развития газовой отрасли;

- разработка методических подходов к повышению эффективности государственного политики в сфере предоставления недр в пользование;

- обоснование методических подходов к формированию единой схемы освоения ресурсов жидких углеводородов;

- выбор наиболее эффективной схемы освоения ресурсов жидких углеводородов Западной Сибири;

- оценка вариантов диверсификации поставок газа и обоснование ресурсной базы и маршрута поставок в КНР;

- разработка методических и практических рекомендаций по учету качественных характеристик углеводородов при обосновании вариантов развития газовой отрасли;

- разработка направлений повышения эффективности освоения ресурсов низконапорного газа.

Объект и предмет исследования. Объектом исследования является газовый сектор экономики страны, включая субъекты и объекты рынка газа.

Предметом исследования является организационно-методическое обеспечение обоснования приоритетных направлений экономической политики в газовом секторе и повышения эффективности освоения ресурсов углеводородов.

Теоретической и методической основой исследования послужили фундаментальные и прикладные научные работы отечественных и зарубежных авторов в области экономической политики, государственного регулирования освоения энергоресурсов и работы по экономическим проблемам российской газовой отрасли.

Информационной базой исследования являлись данные Федерального агентства по статистике Российской Федерации, отраслевая отчетность и материалы ОАО Газпром. В работе используются законодательные и нормативные документы, регулирующие деятельность предприятий газовой отрасли, перспективные планы развития ОАО Газпром.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Предложен методический подход к определению момента проведения торгов на предоставление участков недр в пользование как неотъемлемой части догосрочных программ развития нефтегазового сектора. Он предполагает учет степени изученности участка недр и срока от начала проведения торгов до ввода месторождения в эксплуатацию.

2. Разработан комплексный подход к формированию схемы освоения ресурсов жидких углеводородов, который в отличие от принятой методики оценки отдельных проектов в добыче, транспортировке и переработке углеводородов базируется на оценке экономической эффективности вариантов развития в целом по региональному блоку.

3. Обоснованы направления совершенствования экспортной политики, реализация которых обеспечивает выбор экономически эффективных вариантов диверсификации экспортных поставок газа в восточном направлении, включая выход на рынок Китая.

4. Уточнено экономическое содержание понятия "низконапорный газ", базирующееся на специфике поздней стадии разработки газовых месторождений. На этой основе обоснованы направления повышения эффективности использования низконапорного газа на месте его добычи, позволяющие увеличить степень газоизвлечения из недр.

Практическая значимость работы состоит в разработке методических и практических рекомендаций по выбору приоритетов развития газового комплекса, что создает условия для повышения экономической эффективности освоения углеводородных ресурсов.

Апробация работы. Основные положения диссертационного исследования на различных этапах его подготовки многократно представлялись в форме научных докладов и сообщений на семинарах, научно-исследовательских и научно-практических конференциях разных уровней, в том числе международных (Астрахань, Тюмень, Санкт-Петербург, Тамбов 2002-2005гт.).

Публикации. Основные положения диссертации, отражающие отдельные аспекты исследования, опубликованы в 18 печатных работах общим объемом 5,7 п.л.

Структура работы. Диссертация содержит введение, три раздела, заключение, список использованной литературы и приложения.

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, определены цель и задачи исследования, указывается научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе на основе изучения современных тенденций развития газовой отрасли выявлены основные проблемы повышения ее эффективности, в том числе повышения эффективности использования низконапорного газа. Особое внимание уделено согласованию системы лицензирования пользования недрами с программами развития газовой отрасли.

Во второй главе проведен анализ тенденций изменения сырьевой базы углеводородов. Сформированы варианты комплексного освоения ресурсов жидких углеводородов. На основании оценок эффективности обоснована концепция развития регионального комплекса добычи, переработки и использования жидких углеводородов.

В третьей главе сформулированы направления совершенствования экспортной политики в газовом секторе. Осуществлен комплексный анализ сырьевой базы, емкости внутреннего и внешнего рынков восточного направления и транспортных ограничений. Проведена оценка экономической эффективности вариантов поставок газа в Китай и газификации восточных районов России.

В заключении представлены основные выводы и рекомендации по результатам исследования.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Разработаны методические положения по согласованию политики в области лицензирования с энергетической стратегией РФ н схемами развития нефтяной и газовой отраслей.

Государственная политика в области лицензирования дожна базироваться на принятой энергетической стратегии РФ на догосрочную перспективу, схемах развития нефтяной и газовой отраслей, загруженности трубопроводных систем по различным направлениям.

В европейской части страны в связи с развитой трубопроводной системы, значительных мощностей по переработке, рынков сбыта имеются условия для скорейшего начала разработки месторождений практически по всем выданным лицензиям. При этом государство получает значительные бонусы от их продажи.

В новых регионах газодобычи, удаленных от мест потребления (Восточная Сибирь), или в регионах с загруженной газотранспортной и трубопроводной системой сроки ввода месторождений зависят от готовности инфраструктуры и других факторов. Пренебрежение этими условиями приводит к снижению величины бонусов, получаемых государством от продажи лицензии, омертвлению средств направляемых предприятием на покупку лицензии и поздним вводом месторождений в разработку.

Существующая методика включает учет затрат и результатов на текущий момент расчетов с предположением ближайшего освоения и подключения месторождений или участков к трубопроводу или газопроводу. Исходя из этого, рассчитывается максимальный бонус.

В работе обосновывается необходимость учета изменения эффективности таких расчетов в зависимости от длительности этапов работ до вовлечения месторождений в разработку: от начала проведения ГРР до ввода месторождения в эксплуатацию (8-13 лет).

Кроме того, загруженность магистральных трубопроводов может не позволить начать разработку месторождений даже после его обустройства. В частности для Ямала востребованность в ресурсах еще неоткрытых месторождений уходит за пределы 2030 года, хотя участки недр выставлены на аукционы в 2006 г.

По нашему мнению, срок выставления на конкурс или аукцион участка, содержащего ресурсы или запасы углеводородов, дожен определяться исходя из степени подготовленности и возможности ввода соответствующих мощностей в эксплуатацию. В случае выставления на торги участков недр, содержащих запасы углеводородов высокой степени геологической изученности, срок проведения торгов дожен лотступать от планируемого времени ввода в эксплуатацию на 4-6 лет. При проведении торгов участками недр, содержащими запасы менее высокой степени геологической изученности, этот срок дожен быть допонительно увеличен на 2-4 года. В случае если участок недр содержит только перспективные ресурсы, срок дожен быть увеличен еще на 2-3 года. Это связано не только с периодом проведения поисковых и геологоразведочных работ, но и с неизбежными в таких случаях задержками, связанными с вероятностным характером поисковых и геолого-разведочных работ. Таким образом, максимально необходимый срок от периода проведения торгов до ввода месторождения в эксплуатацию составляет 13 лет (табл.1).

Таблица 1

Необходимый срок от проведения торгов до ввода _месторождения в эксплуатацию, лет_

Степень изученности участка недр

Доказанные запасы Предварительно оцененные запасы Ресурсы

Срок от проведения торгов до ввода в эксплуатацию 4-6 6-10 8-13

Государственная политика в области предоставления прав пользования недрами дожна быть направлена на максимизацию дисконтированных доходов государства. Обозначим через в срок от проведения торгов до ввода в эксплуатацию месторождения Ч от 4-х до 13 лет (см. табл. 1). Если ввод месторождения запланирован в году М+Б, то при выдаче лицензии в год М минимальная величина начального бонуса дожна соответствовать чистому дисконтированному доходу, получаемому пользователем недр в результате эксплуатации месторождения.

При этом ставка дисконтирования дожна учитывать повышенные риски, связанные с этой деятельностью, а также предпринимательскую премию:

ви= (Д,-Э|-*<-Я()х(1 + аг + /0("-\ (1)

где Ви - минимальная величина бонуса при проведении торгов в год М\

/ Ч годы проекта;

N Ч продожительность периода добычи;

8 Ч необходимый срок от проведения торгов до начала эксплуатации;

Д, - доходы от реализации продукции в год ;

Э, - эксплуатационные затраты в год /;

К, - капитальные вложения в год /;

Я, - уплачиваемые налоги в год г,

а Ч безрисковая ставка дисконта;

р - вознаграждение за риск и предпринимательская премия.

При более раннем проведении торгов (за Ь лет до года М), минимальный бонус, обеспечивающий государству доход, эквивалентный с учетом дисконтирования бонусу в год М определяется по формуле:

Ви^=Вмх(\ + ау1. (2)

Применение безрисковой ставки дисконта правомерно по отношению к доходу государства, поскольку она соответствует стоимости

обслуживания государственного дога. Для инвестора эта ставка недостаточна при оценке рисковых вложений, тем более в условиях отсутствия инфраструктуры.

2. Разработаны подходы к развитию добычи, транспорта и переработки жидких углеводородов Западной Сибири как единой технологической системы, обеспечивающие повышение экономической эффективности использования углеводородного сырья в целом по региональному блоку. Предусматривается учет изменения качественных характеристик углеводородов и расширение объема выпуска товарной продукции более высокого передела непосредственно в регионе добычи.

Основным регионом текущей и перспективной добычи жидких углеводородов является -ЯНАО, где добывается более половины от общей добычи жидких углеводородов ОАО "Газпром". Перспективы увеличения добычи жидких углеводородов в освоенных районах связаны, прежде всего, с разработкой неокомских и ачимовских отложений Уренгойского и Ямбургского месторождений и неокомских залежей Ен-Яхинского и Заполярного месторождений, являющихся наиболее крупными по запасам конденсатосодержащего газа в ЯНАО.

Начиная с 2010 года, для поддержания планируемого уровня добычи углеводородов, потребуется вовлечение в разработку месторождений в новых неосвоенных газоносных районах Западной Сибири: полуострова Ямал, а также районов Обской и Тазовской губ. Добыча конденсатосодержащего газа на Ямале планируется с началом разработки нижнемеловых и юрских отложений Бованенковского месторождения. При последующем вводе Харасовейского месторождения, а также Тамбейской и Южной групп потенциал добычи нестабильного конденсата составляет 7,74 мн. т./год.

В работе рассмотрены два варианта развития добычи углеводородов в регионе. В варианте I рассматривается объем добычи конденсатосодержащего газа при условии ввода всех месторождений в сроки, предусмотренные бизнес-планами предприятий и условиями лицензионных соглашений. Вариант II предусматривает оптимальную

загрузку существующих и создаваемых объектов подготовки и переработки жидких углеводородов (рис. 1).

Транспорт добываемых жидких углеводородов на севере Западной Сибири осуществляется по двум основным конденсатопроводам: Ямбург-Уренгой и Уренгой-Сургут, а также по внутрипромысловым конденсатопроводам и трубопроводам подключения к основным конденсатопроводам. По конденсатопроводу Ямбург-Уренгой производится подача нестабильного конденсата на Уренгойское Управление подготовки конденсата к транспорту (УПКТ), откуда деэтанизированный конденсат подается на Сургутский завод стабилизации конденсата (ЗСК).

Рис.1 Добыча газового конденсата ОАО "Газпром" в Западной Сибири по вариантам

Проектная мощность Уренгойского УПКТ составляет 12 мн. т по сырью, а загрузка в настоящий момент составляет 6 мн. т. В ближайшие годы планируется изменение состава добываемого сырья за счет увеличения добычи ачимовского конденсата, более тяжелого и

парафинистого по сравнению с добываемым с валанжинских промыслов. В работе обосновывается целесообразность реконструкции технологических линий Уренгойского УПКТ, что позволит обеспечить подготовку парафинистого ачимовского конденсата в объеме 3,2 мн. т/год. В этом случае достигается равномерная загрузка мощностей Уренгойского УПКТ, которые соответствуют добыче конденсата практически на всем протяжении рассматриваемого периода (до 2030 года) при реализации варианта II. При реализации варианта I добыча конденсата значительно превышает мощности по деэтанизации конденсата Уренгойского УПКТ. Для приема всего произведенного конденсата потребуется значительное увеличение мощностей по деэтанизации УПКТ, а также расширение системы трубопроводов и Сургутского ЗСК. Это не является целесообразным с экономической точки зрения, так как мощности будут загружены только в годы пиковой добычи.

Для транспортировки повышенных объемов конденсата в обоих вариантах потребуется строительство второй нитки конденсатопровода Уренгой Ч Сургут. В работе обосновывается наибольшая эффективность варианта строительства второй нитки газопровода диаметром 700 мм.

Наряду с подготовкой конденсата к транспорту на Уренгойском УПКТ осуществляется производство товарных нефтепродуктов. В работе обосновывается комплекс мероприятий для повышения качества нефтепродуктов, производимых на Уренгойском УПКТ.

В диссертации обосновывается эффективность создания и функционирования Новоуренгойского газохимического комплекса (НГХК), проектная загрузка которого достигается при 1,14 мн.т/год газов деэтанизации с содержанием этана 450 тыс.т/год. НГХК может быть поностью обеспечен сырьем с 2008 по 2030 гг. При этом повысится эффективность Уренгойского УПКТ за счет использования газов деэтанизации для загрузки создаваемого Уренгойского НГХК. Одновременно будут решены проблемы создания новых рабочих мест в г.Новый Уренгой и оптимизирована транспортная схема (в настоящее время более 300 тыс. единиц подвижного состава возвращаются из г. Новый Уренгой порожними).

В соответствии с анализом, проведенным в работе, предлагается расширение мощностей по производству светлых нефтепродуктов на Сургутском ЗСК, исходя из сырьевой составляющей, потребностей рынка

и наличия конкурентов-поставщиков. Потребности ХМАО в нефтепродуктах непрерывно растут и в 2005 году: в округе было потреблено 1,5 мн.т. дизельного топлива, 430 тыс.т. бензина автомобильного и 215 тыс. т. керосина. В диссертационном исследовании обосновывается схема реконструкции Сургутского ЗСК, позволяющая обеспечить производство нефтепродуктов требуемого качества в объемах, которые могут быть потреблены в регионе.

В соответствии с проведенным в работе анализом реализация варианта II характеризуется более высокой экономической эффективностью по сравнению с вариантом I - внутренняя норма доходности составляет 24,6%.

На сегодняшнем этапе развития газовой отрасли происходит падение добычи по всем сеноманским залежам введенных месторождений НГТГР. Падение добычи компенсируется вводом в разработку газоконденсатных залежей Уренгойского, Ямбургского, Заполярного, Ен-Яхинского и других месторождений. До 2010 года предполагается, что 40 % добываемого газа из ЗСНПС будет добываться из таких залежей. Составы, технология подготовки, получаемые товарные продукты из него принципиально другие по сравнению с сеноманским газом.

Товарными продуктами являются: стабильный конденсат, широкая фракция легких углеводородов и газ, подаваемый в магистральный газопровод. Следует заметить, что все продукты, получаемые из газа валанжинских залежей, являются ценным сырьем для последующей переработки. В работе обосновывается целесообразность развития железнодорожного транспорта, позволяющего использовать качественные характеристики сырья.

Товарный газ также содержит ценные компоненты (до 15-20 %) этан, пропан и др., которые могут использоваться в химической промышленности при его выделении у потребителей (Башкирия, Татарстан). Теплотворная способность такого газа выше, чем сеноманского. Если сеноманский газ метан (98-99 %) имеет теплотворную способность 7700-8200 ккал, то валанжинский до 11 тыс. ккал. В работе доказана эффективность разбавления такого газа в местах потребления и предложена корректировка расчетов экономической эффективности разработки газоконденсатных месторождений с учетом качественных характеристик получаемых продуктов.

В качестве примера оценивается влияние качественных характеристик углеводородного сырья на эффективность разработки таких залежей в режиме истощения и сайклинг процесса (повышение добычи конденсата). В работе предлагается решать задачи разработки таких залежей с учетом невозобновляемости сырьевых ресурсов, так как часть конденсата может оставаться в залежи (истощения) и не может быть добыта в последующем никакими методами. Установлено, что применение такого метода позволит увеличить конденсатоотдачу пластов на 21%.

3. Обоснованы необходимость диверсификации экспортных маршрутов в восточном направлении и наиболее эффективный вариант структуры и объемов поставок газа в КНР.

В настоящее время отсутствует экспорт газа в юго-восточном направлении и по существу весь объем экспорта газа направлен в Европу. Такое положение содержит большие риски для РФ, особенно в условиях либерализации европейского рынка газа.

Наличие значительных запасов газа до 4 трн.м3 у независимых недропользователей и их желание в ускоренные сроки ввести газовые залежи в эксплуатацию и добывать к 2015 г. до 190-200 мрд.м3 сдерживается пропускными способностями газотранспортной системы. Соответственно возникает конфликт между ОАО Газпром и независимыми недропользователями по допуску к трубопроводам. Причем эта диспропорция сохраняется по Надым-Пур-Тазовскому региону до 2020 года. Кроме того в связи с загруженностью системы газопроводов Уренгой-Сургут-Челябинск, часть газа месторождений из района г.Ноябрьска (до 30 мрд.м3) перекачивается в реверсном направлении к Уренгою.

Все это предопределяет необходимость нахождения новых рынков сбыта газа. Автором работы рассмотрены потенциальные рынки сбыта стран ЮВА с учетом других энергоносителей.

Основной для принятия решений в области экспорта дожна быть экспортная политика государства. В работе предлагаются следующие требования к корректировке экспортной политики поставок газа:

Х рационализация ресурсного обеспечения экспорта;

Х сооружение транспортных магистралей для выхода на новые рынки;

Х диверсификация и сооружение обходных (альтернативных маршрутов) для собственных существующих транзитных коридоров с целью повышения надежности и безопасности экспорта;

Х расширение пропускной способности существующих экспортных газопроводов для использования газа с новых месторождений;

Х согласование параметров (маршрут и пропускная способность) экспортных газопроводов с потребностями в газификации прилегающих территорий России

В отличие от существующей схемы газоснабжения проектного газопровода Западная Сибирь - Китай автором работы предлагается рассматривать в качестве ресурсной базы наряду с месторождениями Большехетской впадины месторождения Обско-Тазовского меководья и Южно-Ямальского блока, которые по транспортному плечу тяготеют к юго-восточному направлению.

Показано, что сырьевая база только месторождений Обско-Тазовских губ может обеспечить суммарную добычу более 1,5 трн. м3 с ежегодной загрузкой газопровода на уровне 40 мрд м3 при периоде эксплуатации около 40 лет.

В работе рассмотрено два варианта транспорта газа в КНР. Первый вариант Ч вдоль газопровода Уренгой - Сургут - Челябинск (УСЧ) до Богандинской КС, вдоль СРТО - Омск до Новосибирска, далее Барнаул -госграница. Второе вариант Ч вдоль МГ УСЧ до Ангарской КС, далее на Нижневартовск и вдоль МГ НВ ГПЗ-Парабель-Кузбасс до Новосибирска (КС Проскоково) Ч Барнаул Ч госграница.

Преимуществами первого варианта являются:

- наличие развитой инфраструктуры;

- возможность ускорения начала поставок при отборе газа из МГ УСЧ от Богандинской КС с замещением возникающего дефицита в европейской части поставками из республик Средней Азии и Казахстана или подачей газа от месторождений Обско-Тазовской губ в системы МГ Ямбург-Центр, Уренгой-Центр;

- возможность использования ресурсной базы прилегающих к трассе МГ УСЧ месторождений;

- возможность использования головных участков МГ УСЧ (при прекращении реверса газа) и лупинга 240 км (участок МГ СРТО-Омск);

-возможность использования, после реконструкции и ввода проектных КС, резервной производительности Богандинской КС-Омск-Новосибирск на начальном этапе поставок.

Преимуществами второго варианта являются:

- меньшая на 890 км протяженность трассы;

- меньшая товаротранспортная работа для обеспечения потребителей юга Западной Сибири и поставок газа в Китай.

Недостатки второго варианта:

- начало поставок требует поного ввода линейной части по трассе Аганская КС-НВ ПТЗ-Парабель-Барнаул протяженностью 1336 км (кроме газопровода до границы, который требуется обоим вариантам);

отсутствие резерва производительности существующего газопровода Парабель-Кузбасс для его использования на первом этапе поставок;

- территория прохождения трассы характеризуется большой обводненностью и заболоченностью, большим количеством водных переходов, что значительно удорожает строительство;

- отсутствие дорог необходимых для обеспечения строительства и эксплуатации газопровода.

В работе обосновано, что формирование общей концепции газопотребления восточных районов и источников его удовлетворения возможно только при учете сценариев поставки газа в Китай. Учитывая показатели экономической эффективности, планируемый объем подачи газа в ЮС, расход газа на собственные нужды, взаимосвязь газопроводов подключения и технологические возможности, разработана очередность ввода месторождений по трем схемам.

По 1-й схеме предполагается ввод следующих месторождений Ч в 1 год Каменномыского (акватория), Каменномыское (суша), Парусовое и Нурминское; в 10 год - Северо-Парусовое; в 13 год Семаковское; Тота-Яхинское в 17 год и Минховское в 24 год.

По 2-й схеме предполагается ввод Ч в 1 год месторождений Каменномысского (акватория) и Парусовое; в 3 год -Северо-Каменомысское; в 11 год ЧСеверо-Парусовое; в 14 год -Семаковское; в 20 год Каменномысское (суша); в 21 год Ч Тота-Яхинское.

По 3-й схеме ввод месторождений, начинается с месторождений Тазовой Губы. В этом случае возникает необходимость первоочередного

ввода газопровода подключения: "Семаковское-Тота-Яхинское", а ввод этих месторождений в эксплуатацию переносится на 6 год.

По каждой схеме проведена оценка минимальной рентабельной цены при внутренней норме доходности 15%. Минимально рентабельная цена в 1-й схеме составляет 35,41 дол./ЮОО м3, во 2-й схеме 36,28 дол./1000 м3,. в 3-й схеме 39,49 дол./ЮОО м3 при ВНД=15%.

Возможные уровни добычи газа из рассмотренных месторождений по схемам 1, 2, 3 и вариантам транспорта газа 1,2 приведены в таблице 2.

Таблица 2

Возможный объем поставок газа в Китай исходя из схем ввода месторождений и вариантов транспорта, мрд. м3

Схема/вариант 2009г. 2010г. 2011г. 2012г. 2013г. 2014г. 2015г. 2Ф16г. 2017г. 2018г.

1.1. 8 15 16 18 20 22 24 26 28 30

1.2. 8 15 21 26 28 30 30 30 30 30

2.1. 4 9 16 18 20 22 24 26 28 30

2.2. 4 9 18 26 28 30 30 30 30 30

3.1. 7 13 16 18 20 22 24 26 28 30

3.2. 7 13 21 26 28 30 30 30 30 30

Установлено, что наиболее эффективной является 1-я схема ввода месторождений и 2-й вариант транспорта. В соответствии с выпоненным анализом минимально рентабельная цена газа на границе с Китаем оценивается в диапазоне 110 Ч125 дол./ЮООм3.

4. Обоснованы приоритетные направления спользования низконапорного газа, предложен методический подход к определению минимально необходимой электрогенерирующей мощности на месте добычи.

Сегодня основные крупные месторождения Ямало-Ненецкого АО находятся на завершающей стадии своей эксплуатации. Так, месторождения Медвежье и Вынгапуровское выработаны почти на 80%, Уренгойское на 65%, Ямбургское на 46%. Разработка газовых месторождений при пластовых давлениях ниже критических не

рентабельна и порождает проблемы массовой ликвидации скважин, промысловых сооружений и консервации оставшихся запасов.

Дискуссии на тему определения термина низконапорный газ идут достаточно догое время. Разработчики газовых месторождений исходят из позиции, что это газ, давление которого не позволяет без компримирования подавать его в магистральный газопровод с давлением 40-45 атм., т.е. необходимо строительство дорогостоящих дожимных компрессорных станций (ДКС). Для специалистов транспортников, компрессорщиков это газ, давление которого (5-8 атм.) не позволяет нормально работать ДКС. Для экономистов это газ, по которому затраты в добычу, компримирование и доставку потребителям не рентабельны.

Позиция автора в отношении термина низконапорный газ и его использования такова: это газ, прибыль от реализации которого потребителю при транспортировке будет меньше величины прибыли, полученной от использования его на месте добычи на выработку электроэнергии, метанола и т.д.

Продлить работу предприятий добывающих низконапорный газ, соответственно увеличить газоотдачу пластов может гибкая налоговая политика на федеральном уровне. В частности, крайне важным является создание и внедрение механизма формирования ликвидационных фондов и его внедрение в практику уже на начальной стадии эксплуатации месторождений, а не на завершающей, что снижает возможности утилизации низконапорного газа.

Рассматривая проблему низконапорного газа, следует констатировать, что сегодня Ямало-Ненецкий АО добывающий практически весь газ для российской энергетики, на 80% потребности электроэнергии удовлетворяется за счет внешних поставок. К тому же существующие ЛЭП, идущие с Сургутских ГРЭС, позволяют подавать в обратном направлении до 1,5 мрд.квт. электроэнергии. Постановка задачи использования низконапорного газа для выработки электроэнергии смягчит проблему энергодефицитности округа и подавать излишки ее в южном направлении.

Автором работы предлагается на завершающем этапе освоения газовых месторождений строить и вводить в эксплуатацию газовые

электростанции. Причем минимальная мощность электростанции дожна соответствовать среднегодовой добыче низконапорного газа. Автором рекомендуется определять минимально допустимую мощность электростанции по следующей формуле:

где N Ч мощность электростанции, мВт;

п Ч удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, т.у.тУмВт*ч (0,26 Ч 0,28);

Т Ч число часов использования установленной мощности в год, час.

КгЧ коэффициент перевода газа конкретного месторождения из натуральных единиц в условные, т.у.тУтыс.мЗ;

<3 Ч объем добываемого газа в год (мрд. мЗ), определяется по формуле:

б = д?хС7хг, (4)

где С Ч начальные извлекаемые запасы, мрд. мЗ;

<1Чдоля запасов низконапорного газа, доля ед. (от 0,15 до 0,2); х - темп отбора, доля ед. (от 0,05 до 0,08).

В работе показано, что при выпуске различных продуктов полученных из газа существует предельный уровень цен на газ, позволяющий организовать эффективное производство. Установлена зависимость изменения предельной цены на газ в зависимости от масштабов производства. Соответственно предполагается рассматривать эффективность разработки газовых и газоконденсатных месторождений с учетом всего периода, включая не только подачу в газопровод, но использование на месте для последующей переработки. Пределом разработки и подачи газа в газопровод дожно служить выравнивание эффективности от подачи газа в трубопровод и производства и реализации продуктов переработки.

Проведенные исследования позволили сделать следующие основные выводы:

1. Государственная политика в области лицензирования дожна базироваться на принятой энергетической стратегии РФ на догосрочную перспективу, схемах развития нефтяной и газовой промышленности, загруженности трубопроводных систем по различным направлениям. Дата проведения торгов для предоставления недр в пользование дожна предшествовать планируемому началу добычи на 4 Ч 13 лет в зависимости от степени изученности запасов. В случае более раннего проведения торгов, минимальная величина бонуса дожна быть установлена исходя из расчетной стоимости запасов, приведенной к дате проведения торгов с использованием безрисковой ставки дисконта.

2. При планировании перспективных схем развития необходимо проводить оценку экономической эффективности использования углеводородного сырья в целом по региональному блоку, а не исходя из оценки отдельных проектов в добыче, транспортировке и переработке нефти, как это предусмотрено действующими рекомендациями. На основе такого подхода разработаны рекомендации для ОАО "Газпром" по освоению ресурсов жидких углеводородов Западной Сибири. В предлагаемом автором варианте освоения ресурсов жидких углеводородов Западной Сибири внутренняя норма доходности составляет 24,6%.

3. Наиболее высокой экономической эффективностью характеризуется схема освоения ресурсов жидких углеводородов Западной Сибири, базирующаяся на пропорциональном развитии добычи, транспортировки и переработки жидких углеводородов. Схема предусматривает увеличение мощностей для выпуска товарной продукции более высокого передела непосредственно в регионе добычи, в частности, реконструкцию и строительство мощностей по выпуску моторных топлив на Сургутском ЗСК, а также строительство Новоуренгойского газохимического комплекса.

4. Либерализация газового рынка Европы и существующие ограничения газотранспортной системы Севера Тюменской области создают ограничения и снижают эффективность развития газовой отрасли.

В этих условиях целесообразной является диверсификация потоков газа в восточном направлении с выходом на рынок Китая.

5. Рекомендован и обоснован эффективный вариант экспорта газа в КНР в объеме 15 мрд.мЗ в год в 2010 году и 30 мрд. мЗ в год с 2018 года. Реализация этих предложений позволит: снизить ценовые и инвестиционные риски ОАО "Газпром", загрузить добывные мощности независимых производителей и интенсифицировать газификацию восточных регионов России.

6. Экономически обоснована сырьевая база для экспорта в Китай природного газа, очередность, сроки ввода месторождений и объектов гранспорта и переработки газа. Минимально рентабельные цены на месте добычи при ВНД 15% составят 35-39 дол./тыс.мЗ, а минимальный рентабельный тариф в транспорте газа при ВНД 12 % - 76-84 дол./тыс.мЗ.

7. Рекомендовано использование низконапорного газа на выработку электроэнергии и обоснована минимально необходимая мощность электростанции, что позволит превратить Ямало-Ненецкий автономный округ из энергодефицитного региона в энергоизбыточный и повысить степень извлечения и эффективность освоения ресурсов углеводородов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Меркушев М.И., Жилина И.В., Юшков Ю.Ф. Экономическая оценка эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений в условиях рыночных отношений/ Проблемы повышения газо-, конденсато-и нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири: Сборник научных трудов. - Тюмень: НПО Тюменгазтехнология, 1991.- 0,38 пл. (авторских- 0,23 п.л).

2. Меркушев М.И., Лапердин А.Н., Кононов A.B., Галькович М.И., Рамазанов И.Д., Ермилов О.М. Современные научно-технические решения при разработке и обустройстве Комсомольского месторождения: Обз. информ. Серия Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ОАО Газпром, 2001. Ч З.п.л (авторских - 0,6 п.л).

3. Меркушев М.И., Жгунова Л.И., Касперович А.Г. Проблемы развития переработки углеводородного сырья на предприятиях

ОАО Газпром в Западной Сибири/ Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Научно-техническая конференция, посвящённая 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. -Тюмень, 2002. - 0,12 п.л. (авторских Ч 0,06 пл.).

4. Меркушев М.И., Горбунова Л.В. Экономические аспекты углеводородоотдачи на месторождениях ОАО Газпром в Западной Сибири/ Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов: Научно-техническая конференция студентов, аспирантов и научных работников. - Астрахань: АГТТУ, 2002. Ч 0,19 п.л. (авторских - 0,11 пл.).

5. Меркушев М.И., Ланчакова P.A., Баш О.Н. Экономическая оценка эффективности выработки ГСМ на промысле при освоении месторождений полуострова Ямал/ Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Научно-техническая конференция, посвящённая 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. -Тюмень, 2002. - 0,19 п.л. (авторских - 0,1 пл.).

6. Меркушев М.И., Сергеева Н.Л. Пути повышения экономической эффективности капитального ремонта скважин на газоконденсатных месторождениях Тюменской области/ Технолого-инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим хомплексом: макро-, мезо- и микроуровень: Материалы II Всероссийской научно-практической конференции. Ч Тюмень: изд-во Нефтегазовый университет, 2002. Ч 0,06 пл. (авторских - 0,03 пл.).

7. Меркушев М.И., Вакорина H.A., Горбунова Л.В., Сергеева Н.Л. Проблемы технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти и конденсата/ Теория и практика геолош-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности объектов лицензирования: Материалы Международной научно-практической конференции. - С.-Пб.: ВНИГРИ, 2003. - 0,12 пл. (авторских - 0,07 пл.).

8. Меркушев М.И., Ханнанов З.Д., Локшина Н.В., Островская Е.В. Разработка стратегии лицензирования крупной нефтегазоносной провинции (на примере Тазовского и Гыданского полуостровов)/ Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности объектов лицензирования: Материалы

Международной научно-практической конференции. - С.-Пб: ВНИГРИ, 2003.-0,06 п.л. (авторских - 0,03 пл.).

9. Меркушев М.И., Ханнанов З.Д., Локшина Н.В., Островская Е.В. Обоснование целесообразности участия ОАО Газпром в конкурсах по лицензированию недр/ Совершенствование методологии освоения газовых месторождений севера Западной Сибири: Сборник научных трудов - Тюмень, ООО ТюменНИИгипрогаз, С.-Петербург, Недра,

2003.- 0,38 п.л. (авторских - 0,23 пл.).

10. Меркушев М.И., Ханнанов З.Д., Локшина Н.В., Островская Е.В. Вопросы разработки стратегии лицензирования крупной нефтегазоносной провинции (на примере Тазовского и Гыданского полуостровов)/ Проблемы и управленческие технологии в экономике ТЭК: Сборник научных трудов. Ч Тюмень: изд-во Нефтегазовый университет,

2004. - 0,31 пл. (авторских - 0,19 пл.).

11. Меркушев М.И., Холодилов В.А., Туренков H.A., Огнев А.Ф., Локшина Н.В. Эффективность подготовки запасов и освоения ресурсов газа акваторий Обской и Тазовской губ в сравнении с другими нефтегазоносными районами Западной Сибири// Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. -2004.-Л

12. Меркушев М.И., Жгунова Л.И., Касперович А.Г., Зорина М.В. Перспективы переработки углеводородного сырья в ООО Уренгойгазпром с учётом ценообразующих факторов/ Технолого-инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень: Материалы III Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень: изд-во Нефтегазовый университет, 2004. - 0,31 пл. (авторских - 0,12 п.л.).

13. Меркушев М.И., Сергеева Н.Л. Экономические проблемы завершения эксплуатации месторождения/ Технолого-инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень: Материалы III Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень: изд-во Нефтегазовый университет, 2004. - 0,25 пл. (авторских - 0,13 пл.).

14. Меркушев М.И., Ланчакова P.A. Экономические предпосыки и проблемы эффективного освоения малых залежей углеводородов Надым-Пур-Тазовского региона/ Инструменты и методы эффективного развития

предприятий, отраслей, регионов: Сборник научных статей - Тюмень: изд-во Нефтегазовый-университет, 2004.- 0,5 п.л. (авторских - 0,15 пл.).

15. Меркушев М.И., Юдин В.М., Туренков Н.А., Огнев А.Ф., ЛокшинаН.В. Оптимизация лицензионной политики ОАО Газпром в ЯНАО// Газовая промьппленность.-2004.-№4.-0,25п.л.(авторских-0,13 пл.).

16.. Меркушев М.И., Третьякова А.П. Пути решения экономических проблем развития нефтегазовой отрасли Тюменского региона/Фундаментальные прикладные исследования в системе образования: Материалы III Международной научно-практической конференции (заочной), часть 3. Ч Тамбов: Тамбовский госуниверситет, 2005. - 0,25 пл. (авторских - 0,13 пл.).

17. Меркушев М.И., Третьякова А.П., Терентьев Д.А. Критерии выбора решений на различных этапах освоения нефтегазовых ресурсов/ Известия международного института финансов, управлении и бизнеса: Научный сборник. Ч Тюмень: Вектор Бук, 2005.- 0,38пл. (авторских - 0,19 пл.).

18. Меркушев М.И., Сергеева Н.Л., Горбунова Л.В. Проблемы освоения Восточной Сибири/ Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сборник тезисов докладов XIV научно-практической конференции молодых учёных и специалистов. Тюмень: ООО ТюменНИИгипрогаз, 2006.-0,12 пл. (авторских-0,06 пл.).

Подписано к печати 31.05.2006 г.

Формат 60*90 Vie Тираж 100 экз.

Уч.-изд. л. т' Бум. типогр. №1

Заказ № /б f Усл. печ. л. /

Отпечатано на RISO GR 3750

Издательство Нефтегазовый университет

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства Нефтегазовый университет 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Меркушев, Михаил Ильич

Введение.

1. Проблемы и направления повышения эффективности на разных стадиях освоения ресурсов углеводородов.

1.1. Краткая характеристика основных проблем и повышения эффективности газовой отрасли.

1.2. Механизм управления системой лицензирования пользования недрами.

1.3. Повышение эффективности использования низконапорного газа.

2. Концепция освоения ресурсов жидких углеводородов Западной Сибири.

2.1. Сырьевая база жидких углеводородов Западной Сибири.

2.2. Формирование вариантов освоения ресурсов жидких углеводородов Западной Сибири.

2.3. Оценка экономической эффективности вариантов освоения ресурсов жидких углеводородов Западной Сибири.

3. Обоснование объемов и структуры экспорта газа в КНР и газификации восточных районов.

3.1. Ресурсная база поставок газа в КНР и газификации восточных районов

3.2. Выбор схемы освоения и оценка экономической эффективности разработки месторождений.

3.3. Обоснование маршрутов и объемов строительства экспортных трубопроводов.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономические приоритеты развития газовой отрасли"

Актуальность темы исследования. Основной целью энергетической стратегии является максимально эффективное использование ресурсного и производственного потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения. Основные составляющие государственной энергетической политики - недропользование и управление государственным фондом недр, развитие внутренних энергетических рынков при одновременной экспансии на международные рынки.

Устойчивая тенденция в мировой системе энергообеспечения -опережающий спрос на газовое топливо. Россия является не только важным производителем газа, но и крупнейшим в мире экспортером газа, обеспечивающим более 40% международных поставок. Главной особенностью развития газовой промышленности России в ближайшем десятилетии будет резкое расширение ее географии, приближение центров добычи газа Сибири к потребителям в восточных регионах России и Азиатско-Тихоокеанскому рынку (АТР).

Возрастающая роль газовой отрасли России требует кардинальных перемен в системе управления газового комплекса и определении приоритетов его развития.

В последние годы объем производства жидких углеводородов газовой отрасли неуклонно возрастает, такая же тенденция сохранится в обозримой перспективе. Данное обстоятельство обусловлено особенностями геологического строения и условиями залегания углеводородов на вновь осваиваемых месторождениях. Перспективы дальнейшего развития газовой отрасли связаны с вводом в разработку разрабатываемых нефтегазоконденсатных залежей. Вместе с тем планирование развития добычи, транспорта и переработки жидких углеводородов до сих пор производится по остаточному принципу, исходя из потребности в наращивании и поддержании добычи газа, являющимся основным товарным продуктом ОАО "Газпром". С другой стороны, действующие документы, регламентирующие оценку экономической эффективности, предполагают ее обоснование отдельно по проектам в сферах добычи, переработки и транспортировки жидких углеводородов. Сложный характер производства в условиях вертикальной интеграции требует комплексного подхода для принятия инвестиционных решений в этой сфере. Преимущества вертикальной интеграции дожны быть учтены на стадии проектирования, поскольку в противном случае может быть принято не самое эффективное инвестиционное решение.