Васильев С. Н. академик ран, директор Института проблем управления ран алескеров Ф. Т

Вид материала

Документы

Содержание 2. Многокритериальная модель утилизации НПГ Пороговая модель агрегирования (случай трехградационных ранжировок). Варианты утилизации НПГ 3. Имитационная модель и сценарный анализ 4. Механизм стимулирования использования передовых технологий утилизации попутного нефтяного газа 5. Центр социального и экономического развития ресурсодобывающего региона

Подобный материал:

• Руководитель разработки, 1887.44kb.
• Н. Н. Миклухо-Маклая ран институт языка, литературы и истории Карельского научного, 1022.31kb.
• Н. Н. Миклухо-Маклая ран институт языка, литературы и истории Карельского научного, 1019.84kb.
• Удк 621. 311. 21 Васильев Ю. С., академик ран, Елистратов В. В., д т. н., профессор, 129.23kb.
• Программный комитет, 87.36kb.
• Программа Список участников казань, 552.69kb.
• Информационное сообщение с 1 по 3 марта 2007 года в г. Новосибирске (Академгородок), 60.83kb.
• Директор Института Африки ран а. М. Васильев, заместитель Председателя Ассоциации российских, 306.88kb.
• Программа международной научной конференции 23-26 апреля 2012 г. Екатеринбург, 251.04kb.
• Институт Проблем Экологии и Эволюции им., 5712.14kb.

Васильев С.Н.

академик РАН, директор Института проблем управления РАН

Алескеров Ф.Т.

д.т.н., профессор, зав. лабораторией ИПУ РАН

Пащенко Ф.Ф.

д.т.н., профессор, зав. лабораторией ИПУ РАН

Гусев В.Б.

к.ф.-м.н., зав. лабораторией ИПУ РАН


РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ГАРМОНИЗАЦИИ ИНТЕРЕСОВ ГОСУДАРСТВА И ХОЗЯЙСТВУЮЩИХ СУБЪЕКТОВ НА ТЕРРИТОРИЯХ ИНТЕНСИВНОГО ОСВОЕНИЯ НЕДР


1. Введение

Несмотря на ряд мер законодательного характера, принятых на федеральном и региональном уровне и призванных повысить степень утилизации попутного газа, работы в этом направлении активно не ведутся. Это связано с региональными особенностями добычи и, прежде всего, с удаленностью скважин от соответствующей инфраструктуры, а также с наличием разных форм собственности, сформировавшихся в нефтегазовой отрасли. Реальные объемы добычи и сжигания нефтяного попутного газа (НПГ) в России трудно оценить. Динамика использования газа существенно отстает от темпов его добычи. Основной объем сжигаемого нефтяного газа приходится на Западную Сибирь, где добывается более 80% российской нефти. Уровень утилизации газа здесь ниже, чем в других районах страны в силу более слабой инфраструктурной освоенности и большей удаленности месторождения от ГПЗ.

Проблемы долгосрочного развития регионов¹ в аспекте интенсивного освоения недр связаны с тем, что на определенном этапе нарушается сбалансированность их хозяйственной деятельности: наличие единственной сырьевой отрасли порождает опасность прекращения жизнедеятельности в связи с уменьшением или прекращением добычи ископаемых ресурсов. Кроме того, при разработке месторождений существенное значение имеют экологические факторы.

Используемые технологии освоения углеводородных месторождений и переработки сырья отличаются различными параметрами затрат и производимой продукции. Простые освоенные технологии имеют преимущество в том, что позволяют быстрее окупать вложенные средства. Сложные передовые технологии имеют более долгий срок окупаемости, но дают более качественную продукцию на выходе, позволяют извлекать большее количество углеводородов с одного месторождения и позволяют получить больший суммарный объем прибыли в процессе добычи и переработки сырья. Применение сложных передовых технологий увеличивает объем добавленной стоимости нефтедобывающей отрасли в целом. Таким образом, можно констатировать, что между краткосрочными целевыми установками менеджеров нефтяных компаний и долгосрочными интересами отрасли и государства имеется существенное расхождение.

Конкурентоспособность нефтегазового комплекса, включающего в себя геологоразведочные, добывающие, транспортные и распределительные организации, определяется целым рядом экономических, социальных и культурных факторов. Одним из важнейших аспектов формирования устойчивой конкурентоспособности системы является развитие высокотехнологичных кластеров на базе естественных центров экономического роста (ЕЦЭР) или как их еще называют - центры нефтегазодобычи. ЕЦЭР - это группы пространственно обособленных и компактно расположенных месторождений углеводородного сырья, связанных единой региональной системой транспортировки углеводородов и, возможно, совместной эксплуатацией отдельных нефте- и газопромысловых объектов. Формируемые кластеры будут иметь более развитую производственную и социальную инфраструктуру, позволяющую осуществлять диверсификацию производственной деятельности, включая глубокую переработку сырья и транспортировку продукции. Формирование таких кластеров, а также региональных программ эффективной утилизации НПГ целесообразно осуществлять на базе Центров социального и экономического развития (ЦСЭР) ресурсодобывающих регионов.

В последние годы в институтах РАН (ИПУ РАН, ИПНГ РАН) были разработаны следующие методы и модели, направленные на повышение эффективности разработки и внедрения инновационных технологий освоения углеводородных месторождений и утилизации попутного нефтяного газа.

1. Разработана многокритериальная модель оценки эффективности вариантов утилизации НПГ по группе скважин.
   
2. Разработана имитационная модель и написана программа по определению платежей при прокладке трубопровода.
   
3. Предложено решение задачи поиска эффективного распределения вложений нефтяными компаниями при участии государства на месторождениях по утилизации НПГ.
   
4. Разработана многопродуктовая модель развития региона, учитывающая динамику традиционных и инновационных отраслей в процессе диверсификации и модернизации хозяйственной деятельности.
   
5. Разработан механизм стимулирования использования передовых технологий утилизации попутного нефтяного газа.
   
6. Разработан метод формирования программы эффективной утилизации попутного нефтяного газа в регионе.
   
7. Предложены принципы формирования Центров социального и экономического развития ресурсодобывающих регионов.
   

2. Многокритериальная модель утилизации НПГ

Разработанная многокритериальная модель утилизации НПГ включает:

- расчет прокладки трубопровода для транспортировки НПГ к местам переработки;

- оценку уровня утилизации части природного газа в месте добычи;

- оценку характеристик создаваемых насосных станций для перекачки газа;

- оценку вариантов утилизации по системе нескольких критериев;

Различные варианты утилизации природного газа в месте добычи, различные варианты прокладки трубопровода, различная стоимость отдельных «звеньев» трубопровода определяют различные варианты утилизации НПГ. Эти варианты предлагается оценивать по многим критериям.

Общая структура модели представлена на рис. 1.


Имитационная модель

(генерация вариантов)

Оценка вариантов по критериям






Распределение инвестиций

Модель выбора




Рис. 1. Общая структура модели

Использование такой общей модели позволяет учесть не только стоимость утилизации НПГ, но и важнейшие экологические характеристики территории. Варианты утилизации НПГ от группы скважин предлагается оценивать по следующим критериям.

1.«Экологическая эффективность» – остаточное количество сжигаемого газа после проведения трубопровода.

2.«Стоимость».

3.«Степень нарушения природного баланса» при прокладке трубопровода, которая оценивается по степени воздействия на природную среду, а именно, на почвенно-растительный покров, водный бассейн.

Если трубопровод прокладывается вдоль существующих трубопроводных систем, то в соответствующих местах степень воздействия принимается равной 0. Территория, которая подвергается воздействию, измеряется в кв. км. Указанные критерии очевидно минимизируются.

В качестве модели выбора предлагается использовать пороговую модель агрегирования, разработанную в ИПУ РАН.

Для её использования все данные сначала переводятся в ранговую форму. А именно, строятся значения показателей для каждого варианта, и экспертно определяется степень выраженности показателя в трехградационной шкале. Например, для показателя стоимости степень выраженности показателя может иметь вид: низкая, средняя и высокая стоимость.

Возможно представление данных с более высокой точностью, например, в шкале из m рангов. Переход к ранговой шкале позволяет сделать модели более устойчивыми к малым искажениям исходной информации, которые неизбежно возникают вследствие её неполноты. При переходе к ранговой модели будем предполагать, что большие ранговые оценки соответствуют меньшему значению показателя. Это связано с тем, что, согласно устоявшейся традиции, критерии обычно максимизируются.

Пороговая модель агрегирования (случай трехградационных ранжировок).

Пусть – число участников, для которых альтернатива является наихудшей в их предпочтениях, т.е. имеет ранг 1, – число участников, для которых альтернатива является второй наихудшей, т.е. имеет ранг 2. Затем альтернативы упорядочиваются лексикографически. Говорят, что альтернатива - доминирует альтернативу , если или, если , но . Другими словами, в первую очередь сравниваются количества последних мест в упорядочениях для каждой альтернативы, в случае, когда они равны, идет сравнение количества вторых мест. Выбором являются альтернативы, недоминируемые по ¹.

Рассмотрим пример. Пусть заданы 4 варианта B1, В2, В3, B4 утилизации НПГ, имеющие следующие параметры по критериям «Экологическая эффективность», «Стоимость» и «Степень нарушения природного баланса».

Варианты утилизации НПГ

Варианты	Экологическая эффективность	Стоимость	Степень нарушения природного баланса
В1	1	2	1
В2	2	2	3
В3	2	3	1
В4	3	3	1

Сравнение вариантов B1, В2, В3, B4 дает следующее ранжирование: В2>В4>В3>В1.

Таким образом, В2 оказывается самым лучшим вариантом.

3. Имитационная модель и сценарный анализ

В качестве модели для решения задачи была выбрана модель дерева (графа без циклов), т.к. гарантировалось, что существует только единственный путь от источника добычи до конечной точки.

В модели каждая скважина, каждая промежуточная точка и конечный пункт назначения представлялся в виде вершины графа. В роли ребер выступают трубы. Так как насосные станции при решении задачи нахождения стоимости пути существенно не отличаются от труб, то каждая насосная станция была заменена на трубу эквивалентной стоимости.

Так как количество пунктов переработки на скважине можно подсчитать и заменить на одно число – возможность переработки на месте, то в данной программе устройства переработки заменены на характеристику «переработка на месте» для каждой скважины. Таким образом, можно вычислить объем НПГ, который будет транспортироваться от этой скважины, как разность добычи и переработки на месте.

В результате, первоначальной задачей становится задача нахождения пути от каждой скважины до пункта назначения. В силу того, что путь существует единственный, то отпадает потребность в оптимизации стоимости трубопровода (вариант прокладки трубопровода единственен по условию задачи). Таким образом, искомый путь от каждой скважины до пункта назначения единственен. Поэтому можно использовать любой способ нахождения пути в графе от одной вершины к другой.

В решении данной задачи использовался обход графа (поиск) в ширину. С его помощью находился путь от каждой вершины-скважины к вершине-стоку.

В результате запуска процедуры обхода в ширину для каждой вершины графа был найден маршрут от каждой скважины до вершины-стока. После этого для каждого участка трубы было подсчитано суммарное количество проходящих через нее за единицу времени нефтепродуктов.

Следующим шагом стал подсчет для каждого маршрута от скважины к вершине-стоку его стоимости. Для этого использовались данные, полученные на предыдущем шаге, о загруженности каждого участка трубы.

Для расчета распределения инвестиций был введен еще один участник – федеральный центр и/или регион в виде ОАО, о котором предполагается, что он возьмет на себя финансирование разницы между стоимостью проекта и затратами участников¹. Механизм подсчета заключался в суммировании по каждому участку доли скважины в общем потоке по участку трубы (частное от деления потока нефтепродуктов текущего источника на общий поток нефтепродуктов через данный участок трубопровода) умноженной на стоимость участка трубы, которая приходится на владельцев скважин (общая стоимость участка трубы минус стоимость, которая платится ОАО).

4. Механизм стимулирования использования передовых технологий утилизации попутного нефтяного газа

Используемые технологии освоения углеводородных месторождений и переработки сырья характеризуются различными параметрами затрат и производимой продукции. Простые технологии имеют преимущество в том, что позволяют быстрее окупать вложенные средства. Сложные технологии имеют более долгий срок окупаемости, но дают более качественную продукцию на выходе, позволяют извлекать большее количество углеводородов с одного месторождения и получать больший суммарный объем прибыли в процессе добычи и переработки сырья.

В долгосрочном периоде объем добавленной стоимости нефтедобывающей отрасли может получить прирост только за счет применения сложных передовых технологий. Таким образом, между краткосрочными целевыми установками менеджеров нефтяных компаний и долгосрочными интересами отрасли и государства имеется определенное расхождение.

Механизм стимулирования передовых технологий утилизации попутного нефтяного газа должен компенсировать краткосрочные падения рентабельности при освоении инновационных технологий и отслеживать интересы отрасли (холдинга, крупной добывающей компании) в долгосрочном плане. Источником стимулирования должен быть фонд поддержки передовых технологий. Пополнение фонда происходит за счет дополнительных отчислений с прибыли с нормой отчислений n. Стимулирующие выплаты направляются на финансирование проектов освоения и эксплуатации месторождений, имеющих большие сроки окупаемости. При этом работы по освоению и применению новых технологий с учетом стимулирующих выплат должны быть более рентабельны, чем использование традиционных технологий. Результатом такого стимулирования можно считать решения менеджеров нефтяных компаний, продиктованные стремлением максимизировать свою прибыль, которые совпадают с долгосрочными интересами нефтедобывающей отрасли и нацелены на освоение инновационных технологий переработки ПНГ.

Для того чтобы избежать манипулирования стимулирующими выплатами со стороны участников, эти выплаты рассчитываются и осуществляются по типу заемных средств, то есть накопленные суммы вычетов (если они положительные) в последующие периоды возвращаются с дисконтом.

Для формирования механизма стимулирования, определяющего порядок распределения средств фонда, необходимо сформировать порядок, при котором суммарная прибыль от применения технологий утилизации попутного газа (НПГ), учитывающая стимулирующие добавки s, является возрастающей функцией от уровня утилизации НПГ u на интервале, ограниченном сверху нормативно задаваемым уровнем u⁰. Этот уровень, фигурирующий в планах добывающих компаний, возрастает с удалением горизонта планирования, поскольку связан с использованием новых дорогостоящих технологий.

С целью формирования требуемого профиля зависимости стимулирующих добавок от уровня утилизации s(u) проводится регулярно повторяющийся анализ применяемых на месторождениях технологий добычи и утилизации углеводородного сырья. Сначала месторождения ранжируются с учетом применяемых технологий добычи и утилизации (действующих и перспективных) по оценкам суммарной рентабельности r за все обозримое время эксплуатации месторождения. Определяется базовый уровень рентабельности r⁰, соответствующий месторождениям с наиболее простыми технологиями добычи. В кандидаты на стимулирование отбираются те месторождения и технологии, долговременная оценка рентабельности которых r_i превосходит базовый уровень, r_i r⁰ . Обозначим это множество кандидатов через K. Затем отобранный набор кандидатов ранжируется по уровню u утилизации НПГ. При выборе кандидатов на стимулирование также учитывается нормативно задаваемая верхняя граница u⁰ уровня утилизации ПНГ, что может привести к сокращению множества кандидатов K. Эта граница определяется соображениями охраны окружающей среды, международными обязательствами, доступными технологиями добычи и утилизации углеводородов.

Из практики известно, что слишком большой уровень утилизации ПНГ требует больших затрат и менее рентабелен. Стимулирующие выплаты должны обеспечить не только выравнивание, но и рост прибыльности месторождений по мере роста доли утилизации u в заданных пределах. Кроме того, выплаты должны покрывать риски, связанные с инновационным характером сложных технологий утилизации НПГ. На рис. 2 представлен условный пример зависимостей исходной прибыли R(u) и результирующей прибыли с учетом стимулирования R(u)(1-n)+s(u) от уровня утилизации ПНГ.

Таким образом, формальная задача определения параметров механизма стимулирования сводится к определению стимулирующих выплат s(u), обеспечивающих монотонный рост результирующей прибыли R(u)(1-n)+s(u), учитывающий фактор риска (u) и обеспеченный отчислениями от прибыли с условием минимума нормы этих отчислений n. Будем обозначать для i-й пары (месторождение, технология) компоненту искомой переменной s_i = s(u_i), компоненту фактора рисков _i =(u _i).




Рис. 2. Зависимость рентабельности месторождений от уровня утилизации ПНГ


Тогда задачу без учета возврата изъятых ранее средств (для начального момента времени t=0) можно сформулировать в виде оптимизационной задачи, имеющей вид задачи линейного программирования

n  min|{si, n}, Rinsi, Ri(1-n)(1-i)+si Ri-1(1-n)+si-1, si0 .

Факторы риска _i для месторождений, использующих инновационные технологии утилизации НПГ, оцениваются на основе экспертных данных и анализа статистики. Оценки прибыли определяются исходя из анализа отчетных данных, а также бизнес проектов освоения новых технологий.

Если в результате решения задачи (1) полученная норма отчислений оказалась выше заданного уровня, n>n_max, из множества К исключаются технологии с наименьшей прибыльностью R_i и процесс решения повторяется, пока не станет выполнимым условие n≤n_max.

Описанный механизм стимулирования перераспределяет прибыль от эксплуатации скважин с различными технологиями как в пространстве ареала нефтедобычи, так и на временном промежутке освоения новых технологий, позволяя стимулировать более прогрессивные технологии, несмотря на длительные сроки их окупаемости. Главным условием реализуемости этого механизма является организационная концентрация объектов управления, обеспечивающая их управляемость. Доноры фонда стимулирования на начальном этапе будут заинтересованы в участии, если коэффициент дисконтирования достаточен по сравнению с внутренней нормой доходности при нефтедобыче.

5. Центр социального и экономического развития ресурсодобывающего региона

Основной задачей Центра социального и экономического развития ресурсодобывающего региона является создание условий устойчивого развития региона на основе объединения естественных центров экономического роста (ЕЦЭР) в соответствующие кластеры региональной социально-экономической системы. При этом решаются проблемы моногородов, специализирующихся на добыче природного сырья, путем диверсификации хозяйственной деятельности, создания предприятий по его глубокой переработке и транспортировке.

Проблемы долгосрочного развития регионов интенсивного освоения недр связаны с тем, что на определенном этапе нарушается сбалансированность их хозяйственной деятельности: наличие единственной сырьевой отрасли порождает опасность прекращения жизнедеятельности в связи с уменьшением или прекращением добычи ископаемых ресурсов. Кроме того, при разработке месторождений существенное значение имеют экологические факторы. Ресурсодобывающие регионы обладают спецификой, включающей ряд факторов:

Удельные затраты на производство сырьевой продукции относительно невелики по сравнению с обрабатывающими отраслями.

Окупаемость капитальных вложений в технологии транспортировки и переработки определяется сроками, значительно превышающими сроки окупаемости затрат на добычу ресурсов.

Отдельные месторождения (источники ресурсов) ограничены по объему.

Разработка месторождений оказывает значительное воздействие на экологию региона, а окружающая среда, особенно в приполярных регионах, оказывает разрушающее действие на основные фонды ресурсодобывающей отрасли.

По мере исчерпания запасов ресурса территория может лишиться источника существования и быть подвержена социально-экономическому спаду. Это один из механизмов возникновения т.н. проблемы моногородов.

Устойчивое развитие ресурсодобывающего региона в долгосрочном периоде возможно только при условии диверсификации его отраслевой структуры. Возможность такого варианта развития обусловлена выбором альтернативных отраслей хозяйственной деятельности, рациональным управлением финансовыми ресурсами региона, режимом эксплуатации месторождения, а также взаимодействием с окружающими регионами.

Для анализа возможностей долгосрочного развития ресурсодобывающего региона необходимо использовать результаты моделирования переходных процессов, связанных с наработкой регионом технологического потенциала для диверсификации хозяйственной деятельности, перехода на иные сферы производства помимо добычи ресурсов. Целью такого моделирования является определение потенциальной возможности такой диверсификации с учетом ограниченности запаса природных ресурсов, выбора альтернативных производств, выработки адекватных механизмов управления процессами добычи, фондообразования и развертывания альтернативных отраслей производства.

Используемые технологии освоения углеводородных месторождений и переработки сырья характеризуются как различными характеристиками затрат, так и различными характеристиками отдачи продукции. Простые технологии имеют преимущество в том, что позволяют быстрее окупать вложенные средства. Сложные технологии имеют более долгий срок окупаемости, но дают более качественную продукцию на выходе, позволяют извлекать большее количество углеводородов с одного месторождения и позволяют получить больший суммарный объем прибыли в процессе добычи и переработки сырья. Применение сложных передовых технологий увеличивает объем добавленной стоимости нефтедобывающей отрасли в целом. Таким образом, между краткосрочными целевыми установками менеджеров нефтяных компаний и долгосрочными интересами отрасли и государства имеется существенное расхождение.

Компенсировать краткосрочные падения рентабельности при освоении инновационных технологий и отслеживать интересы отрасли (холдинга, крупной добывающей компании) в долгосрочном плане должен механизм стимулирования передовых технологий освоения недр. Источником стимулирования может быть фонд поддержки передовых технологий. При этом работы по освоению и применению новых технологий с учетом стимулирующих выплат должны быть более рентабельны, чем использование традиционных технологий.

Для управления процессом внедрения механизмов экономического стимулирования новых технологий может быть использован принцип автономного оптимизирующего регулятора, нацеленный на гармонизацию показателей рентабельности отрасли, социального и экологического факторов.

В качестве индикативных показателей используются характеристики жизнедеятельности региона по отдельным направлениям и формируются экспертные оценки этих характеристик. Далее принимаются и реализуются соответствующие рекомендуемые решения по активизации направлений в соответствии с их вкладом в наращивание значений комплексного критерия.

Основные направления деятельности Центра социального и экономического развития ресурсодобывающего региона:

• формирование высокотехнологичных кластеров диверсифицированного производства на базе естественных центров экономического роста (центров нефтегазодобычи);
  
• разработка и сопровождение инновационных и инвестиционных программ и проектов, в том числе разработка интеллектуальных месторождений, как факторов устойчивого социально-экономического развития региона и решения проблемы моногородов;
  
• анализ кризисных явлений в экономике и подготовка соответствующих рекомендаций;
  
• информационное обеспечение систем поддержки принятия решений в нефтегазовом комплексе региона в соответствии с установленным регламентом.
  

6. Заключение

В связи с наличием разных форм собственности, сформировавшихся в нефтегазовой отрасли, и удаленностью скважин от соответствующей инфраструктуры работы по повышению степени утилизации попутного газа ведутся недостаточно активно.

На определенном этапе развития регионов интенсивного освоения недр нарушается сбалансированность их хозяйственной деятельности. Наличие единственной сырьевой отрасли порождает опасность прекращения жизнедеятельности региона в связи с уменьшением или прекращением добычи ископаемых ресурсов. Возникают проблемы моногородов. Кроме того, в связи с недостаточным уровнем утилизации НПГ при разработке месторождений возникают экологические проблемы регионального, межрегионального и международного значения (Киотский протокол и др.) Решение этих и вновь возникающих проблем требует соответствующего ресурсного, административного и методологического обеспечения. Представленная работа направлена на решение перечисленных проблем путем выбора рациональных методов, технологий и программ утилизации НПГ, организационных механизмов стимулирования диверсификации хозяйственной деятельности нефтедобывающих компаний и бережного отношения к окружающей среде.