Содержание к диссертации
Введение
Глава I Возможности и перспективы развития газодобывающей промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока 9
1.1 Ресурсы и запасы природного газа Сибирской платформы и перспективные объемы добычи 10
1.2 Некоторые методические положения по оценке экономической эффективности инвестиционных проектов 15
1.3 Технико-экономическая оценка добычного потенциала базовых месторождений Иркутской области и Республики Саха (Якутия) при различных системах налогообложения 28
1.4 Анализ топливно-энергетических балансов, перспектив развития топливно-энергетического комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока 44
1.5 Проблемы утилизации гелия при разработке месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока 51
1.6 Перспективы потребления природного газа Иркутской областью и изучение последствий замены угля природным газом 55
1.7 Экологические преимущества использования природного газа
Глава II Анализ внешних рынков природного газа Северо-Восточной Азии 66
2.1 Изучение текущего состояния потребления природного газа странами Северо-Восточной Азии и перспектив его роста , 67
2.2 Изучение перспектив развития газовой промышленности Китая как наиболее крупного потребителя российского природного газа в Северо-Восточной Азии 74
2.3 Анализ альтернативных вариантов газообеспечения стран Северо-Восточной Азии 77
Глава III Методические рекомендации по привлечению к участию в крупномасштабных проектах иностранных инвесторов 82
3.1 Оценка возможностей привлечения зарубежных инвесторов к доразведке месторождений на территории России 83
3.2 Изучение схем заключения Соглашений о разделе продукции при реализации проектов с участием иностранных партнеров 86
3.3 Исследование организационных структур по управлению разработкой технико-экономического обоснования проекта 93
Глава IV Технико-экономическая оценка вариантов поставок природного газа из России в страны Северо-Восточной Азии 98
4.1 Методика проведения расчета 99
4.2 Анализ возможных пределов цен при различных вариантах газоснабжения Северо-Восточной Азии 113
4.3 Перспективы развития газотранспортной системы на Востоке России и роль государства в координации и управлении ее развитием 116
Заключение 123
Библиографический список 127
- Ресурсы и запасы природного газа Сибирской платформы и перспективные объемы добычи
- Изучение текущего состояния потребления природного газа странами Северо-Восточной Азии и перспектив его роста
- Оценка возможностей привлечения зарубежных инвесторов к доразведке месторождений на территории России
- Методика проведения расчета
Введение к работе
Развитие российского топливно-энергетического комплекса (ТЭК) является на сегодняшний день одной из возможностей решить ряд задач, которые стоят на пути экономического развития России. Как известно, ТЭК является одним из основных источников формирования бюджета, который обеспечивает до 40 % бюджетных поступлений.
Сложная экономическая и политическая ситуация, в которой находится Россия после распада СССР, диктует необходимость определения стратегических направлений развития ТЭКа в условиях становления рыночных отношений в стране.
В отличие от Западной Сибири, которая характеризуется значительными запасами нефти и газа и высокой степенью их изученности, Восточная Сибирь и Дальний Восток, являются по сути дела, тем потенциалом, который предстоит задействовать в 21 веке.
Важность развития ТЭКа на Востоке России обусловлена не только необходимостью социально-экономического развития, создания мощной газовой промышленности, но и важностью установления долгосрочных добрососедских связей с странами Азиатско-Тихоокеанского региона, в первую очередь с Китаем, Республикой Корея, Японией, Монголией.
Формирование газотранспортной системы на Востоке России является одним из основных вопросов, который активно обсуждается на различных межведомственных совещаниях. Данный вопрос наиболее актуален на сегодняшний день, так как именно направления газовых потоков будут определять развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока.
В данной работе не рассматриваются проблемы освоения
месторождений шельфа о. Сахалин и развития ТЭКа Хабаровского, Приморского краев, Амурской и Камчатской областей.
Важно отметить, что освоение крупнейших газовых месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо рассматривать в одном комплексе. Именно такого рода стратегический подход позволит приступить к первому этапу реализации того потенциала топливно-энергетических ресурсов, который скрыт на Востоке России.
Помимо вышеизложенного необходимо отметить, что на сегодняшний день особенно остро стоит вопрос привлечения иностранных инвестиций в развитие топливно-энергетического комплекса для реализации так называемых "pipeline dreams". Понятие инвестиции в топливно-энергетическом комплексе ассоциируется, в первую очередь, с осуществлением крупномасштабных инвестиционных проектов, которые
имеют не только огромное социально-экономическое значение для России, но и Ифагот важнейшую геополитическую функцию. Обеспечение возврата вложенных средств и получение дохода на вложенные средства, сведение риска невозврата средств, все это, является основными требованиями, предъявляемыми иностранными инвесторами к России. Рассмотрение механизмов привлечения иностранных инвесторов к различным этапам реализации проекта является на сегодняшний день одной из наиболее актуальных проблем для российского ТЭКа.
На данный момент существует ряд работ, которые ставят своей задачей раскрыть перспективы развития газотранспортной системы на Востоке России, в частности:
"Концепция экспорта газа в страны Северо-Восточной Азии и КНР", ДАО ВНИПИгаздобыча, РАО "Газпром", Саратов 1997 г.
"Концепция развития нефтегазовой промышленности восточных регионов России и изучение возможности экспорта углеводородных ресурсов в страны Азиатско-Тихоокеанского региона". Иркутск, 1998 г. Сибирское отделение РАН Сибирский энергетический институт и ОАО "Газпром".
"Определение перспектив развития нефтяной и газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока и возможности экспорта углеводородного сырья в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, 1- ый этап. Анализ существующих проектов и состояние ресурсной базы". Москва 1998 г. АО "НГС-ОРГГГРОЕКТЭКОНОМИКА".
"Развитие энергетического сектора Сибири (материалы к энергетической стратегии Сибири)" Российская академия наук, Сибирское отделение, Институт экономики и организации промышленного производства, Объединенный институт геологии, геофизики и минералогии, Сибирский энергетический институт, Институт катализа, Институт теплофизики, Институт угля.
"Энергетическая стратегия Сибири (основные положения)", Минтопэнерго России 1998 г. под редакцией В.В.Бушуева.
"Комплексные сценарии развития ТЭК Сибири1', Сибирский энергетический институт им. Л.А. Мелентьева РАН, Иркутск, 1997 г.
Во всех вышеперечисленных работах даны концептуальные подходы к формированию газотранспортной системы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Данные подходы базируются на оценке сырьевой базы России с учетом данных Государственного баланса горючих газов
Российской Федерации, топливно-энергетических балансов регионов, перспектив развития газовой промышленности стран АТР.
Однако, следует отметить, что в данных работах не рассмотрен ряд вопросов, которые являются важнейшими для развития ТЭКа на Востоке России, в частности:
практически все технико-экономические расчеты по освоению газовых месторождений и строительству системы магистральных газопроводов на Востоке России имеют достаточно условный характер;
проблемы привлечения инвестиций для реализации крупномасштабных проектов освоения углеводородных месторождений;
вопросы использования и утилизации гелия при разработке базовых месторождений природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке;
не в полной мере освещены вопросы существующих мощностей по сжижению природного газа в странах Азиатско-Тихоокеанского региона и перспектив их развития;
приведенные данные по ценам на российский природный газ также требуют уточнения и оценки конкурентоспособности по сравнению с ценами на сжиженный природный газ;
роль государства в координации формирования газотранспортной системы на Востоке России.
Целью диссертационного исследования является определение наиболее приемлемых вариантов освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока как с учетом удовлетворения первоочередных потребностей российских регионов в природном газе, так и с возможностью выхода на энергетический рынок стран СВ А.
Для достижения указанной цели были поставлены следующие задачи, определившие структуру работы:
проведение технико-экономических расчетов по определению экономической эффективности разработки крупнейших газовых месторождений природного газа в Восточной Сибири (Ковыктинское газоконденсатное месторождение - КГКМ) и на Дальнем Востоке (Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение) при различных налоговых режимах;
исследование текущего состояния и перспектив развития топливно-энергетического комплекса на Востоке России с учетом выхода на энергетический рынок стран СВА;
проведение анализа возможностей потребления российского природного газа странами СВА и исследование существующих мощностей
по сжижению природного газа в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), а также перспективы их развития в ближайшие годы;
исследование схем привлечения иностранных инвесторов к участию в проекте на различных этапах его реализации, в частности, доразведки месторождений и их разработки на условиях раздела продукции;
определение наиболее приемлемых вариантов прохождения трасс газопроводов с базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока на основе технико-экономического обоснования;
проведение анализа формирования пределов цен на природный газ в СВА;
исследование роли государства в формировании газотранспортной системы на Востоке России.
Объектом исследования является ситуация, сложившаяся на сегодняшний день в вопросах перспектив развития газотранспортной системы на Востоке России, связанная прежде всего с первоочередными шагами по ее становлению и изысканию необходимых средств для осуществления этих планов.
Предметом исследования является определение первоочередных мер, которые направлены на обеспечение потребностей российских регионов в экологически чистом источнике энергии, а также в удовлетворении первоочередных потребностей в природном газе стран Северо-Восточной Азии с учетом привлечения этих стран к реализации проектов,
При проведении исследования использовались источники информации, указанные в библиографическом списке, а также основные работы по данной тематике российских и иностранных научных и проектных организаций. В частности, для проведения технико-экономических расчетов по разработке месторождений и проектированию магистральных газопроводов был проведен анализ технико-экономических обоснований, выполненных российскими проектными институтами. Проводились постоянные консультации по проектированию газопроводов с проектным институтом ООО "НИИгазэкономика11. Помимо вышеописанных методов исследования и получения информации в работе использованы практические навыки, полученные в ходе работы с представителями таких компаний, как Китайская Национальная Нефтегазовая Корпорация (КННК), Японская Национальная Нефтяная Корпорация (JNOC), Корейская Газовая Корпорация (Когаз), Управление по делам нефти Монголии. Также в работе были использованы материалы Министерства топлива и энергетики Российской Федерации, касающиеся энергетической стратегии России.
Учитывая сказанное ранее научной новизной в данной работе является следующее:
впервые проведено экономическое обобщение проблем формирования газовых потоков Востока России как для внутреннего так и для внешнего рынков. Данное обобщение связало воедино ряд работ, посвященных как созданию газовой промышленности на Востоке России так и выходу российских компаний на энергетический рынок стран СВА;
в условиях формирования рыночных отношений в России предложены первоочередные шаги по формированию газотранспортной системы Востока России. В частности, предложено начать активное освоение Ковыктинского и Чаяндинского месторождений с привлечением иностранных инвесторов, а также максимально учитывать необходимость социально-экономического развития регионов России при выборе вариантов прохождения трасс газопроводов;
для наиболее эффективного решения проблемы формирования газовой промышленности на Востоке России с точки зрения государства, впервые обоснованно предлагается ряд мер, таких как:
а) изменение налоговых отчислений, которые производят субъекты
Федерации в государственный бюджет, в пользу этих субъектов Федерации
для их целевого использования на формирование инфраструктуры по
развитию газовой промышленности Востока России;
б) отчисление части денежных средств, которые генерируются за счет
освоения углеводородов Западной Сибири, также на развитие
инфраструктуры ТЭКа Востока России.
По мнению автора, именно эти шаги позволят существенным образом повысить степень участия государства не только в координации развития газотранспортной системы на востоке России, но и дадут возможность обеспечить формирование соответствующей инфраструктуры для освоения углеводородных ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока.
Практическая значимость диссертационного исследования заключается в том, что предложенные первоочередные шаги по формированию газотранспортной системы на Востоке России с учетом выхода на энергетический рынок СВА, а также разработанные автором схемы привлечения иностранных участников к реализации проектов, могут быть использованы при формировании единой концепции экспорта российского газа в страны АТР.
В соответствии с вышеизложенными целями исследований, в главе /, проведено уточнение сырьевой базы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока и перспектив добычи природного газа в этих регионах с учетом наличия значительных запасов по гелию.
Рассмотрены основные методы оценки экономической эффективности инвестиционных проектов. Выполнены технико-экономические расчеты по разработке крупнейших месторождений Восточной Сибири и Дальнего
Востока: Ковыктинского газоконденсатного месторождения и Чаяндинского нефтегазокоиденсатного месторождения для определения минимально допустимой промысловой цены на природный газ.
Проведен анализ потребностей в природном газе Восточной Сибири и Дальнего Востока на основе топливно-энергетических балансов этих регионов. Выявлены перспективы развития газовой промышленности на Востоке России, а также исследованы основные последствия замены угля природным газом.
Дана оценка экологическим преимуществам перевода на природный газ основных потребителей энергии в этих регионах, а также изучены основные возможности применения высвобождающегося угля.
Рассмотрены возможности по использованию гелия при разработке Ковыктинского и Чаяндинского месторождений.
В главе 2 проведен анализ внешних рынков природного газа в странах СВА для определения потенциальной емкости этих рынков.
Газовая промышленность Китая подверглась особому анализу, учитывая тот факт, что Китай является наиболее перспективным потребителем российского природного газа среди стран СВА.
Дана оценка существующим мощностям по сжижению природного газа и перспективам их развития в этом регионе. Проведен анализ цен на сжиженный природный газ в этом регионе для последующего определения конкурентоспособности российского природного газа на энергетическом рынке стран СВА.
В главе 3 предложены методические рекомендации по привлечению крупных иностранных инвесторов в доразведку месторождений на территории России, рассмотрены различные варианты заключения соглашения о разделе продукции, а также преимущества и недостатки этих схем. Проведен анализ возможных организационных структур по управлению разработкой технико-экономических обоснований проектов с участием нескольких иностранных компаний.
В главе 4 приведена методика по проектированию магистральных газопроводов. Проведены технико-экономические расчеты системы магистральных газопроводов с базовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока для определения наиболее эффективного варианта их прохождения.
Проведен сопоставительный анализ пределов цен на природный газ в Китае.
Описаны перспективы создания и развития газотранспортной системы на Востоке России и дан анализ роли государства в координации развития газотранспортной системы на Востоке страны.
Ресурсы и запасы природного газа Сибирской платформы и перспективные объемы добычи
Сибирская платформа, расположенная на значительной части территорий Красноярского края, Иркутской области и Республики Саха (.Якутия), занимает второе место по размерам начальных природных ресурсов (HTTP) после Западной Сибири.
Шельфы морей являются наименее освоенными и одновременно наиболее сложными по природно-климатическим условиям регионами.
На сегодняшний день Россия имеет на Востоке страны около 6% разведанных запасов газа. Наша крупнейшая в мире газовая компания "Газпром" пока не имеет здесь на своем балансе запасов газа.
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы (НСР) природного газа, нефти, конденсата Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельфов прилегающих морей оцениваются в объеме до 60-85 млрд. т. условного топлива, из которых основная доля приходится на свободный газ (до 75 %). Неразведанные ресурсы газа на территории к Востоку от Енисея (42 трлн. куб. м.) почти равны объему уже разведанных сегодня запасов газа всей России (47 трлн. куб. м.)
Всего на территории Восточной Сибири (ВС) и Дальнего Востока (ДВ) выделяется до 40 нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных бассейнов и областей.
На сегодняшний день запасы природных горючих газов по ВС и ДВ на 01.01.98 по категориям А+В+С1+С2 составляют 4 654 млрд. куб. м. Причем ведущее место в ВС по запасам газа занимает Иркутская область (41.3 %), а в ДВ Республика Саха (Якутия), на долю которой приходится 60.4 %.
Как видно из таблицы 1.1.2. в регионе практически не ведется разработка месторождений на свободный газ, хотя более 1/3 месторождений подготовлены к разработке.
Степень разведанное начальных суммарных ресурсов ВС и ДВ остается одной из самых низких в России и на 01.01.98 составляет всего 3.2 %, а остаток подсчитанных на 01.01.93 г. прогнозных ресурсов Д!+Д2
составляет весьма внушительную величину (86.8 % от начальных суммарных ресурсов) и требует своей реализации.
Перспективные ресурсы категории С3 составляют 1865.4 млрд. м\ а по категориям Д и Д2 28 059.9 млрд. м3
Степень разведанности начальных суммарных ресурсов ДВ остается также одной из самых низких в России на 01.01.98 г. составляет 6.7 %. Низок этот показатель по Республике Саха (Якутия) (10.5 %), Чукотскому АО (2.0 %), Камчатской области (3.3 %), Хабаровскому краю (0.5 %), шельфу морей (4.0 %). Совершенно не разведаны начальные суммарные ресурсы в пределах Амурской, Магаданской областей, Корякского АО и Приморского края. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов о. Сахалин составляет 26.5 %.
Перспективные ресурсы категории С3 составляют 521.2 млрд. м3, а по категориям Д, и Д2 23 696.7 млрд. м3
В целом ресурсная база природного газа по районам Восточной Сибири и Дальнего Востока наглядно видна на рис. 1.1.1.
В рассматриваемых регионах масштабная промышленная разработка производится только в Сахалинской нефтегазоносной области ОАО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз", где запасы характеризуются значительной выработанностью.
В ВС разрабатываются запасы в весьма ограниченных объемах, в основном, для местных нужд.
Результаты оценки газоконденсатных, подготовленных к разработке и находящихся в разведке месторождениях, свидетельствуют о большом разнообразии географических и технико-экономических условий их местоположения и разработки. Отмечается приуроченность основной части ресурсов к глубинам до 3 км и преобладание бессернистого метанового газа. Продуктивные горизонты характеризуются высокой степенью неоднородности, низкими емкостными свойствами, небольшими эффективными толщинами, низкой проницаемостью. Месторождения, как правило, осложнены большим количеством разрывных нарушений, что свидетельствует о их сложном блоковом строении. Отрицательными факторами являются горно-геологические условия залежей (аномально низкие пластовые давления, температуры и др.) Все указанное осложняет промышленную разработку месторождений.
Анализ перспективных объемов добычи природного газа в ВС и на ДВ позволяют сказать следующее.
Перспективные (на уровне 2015-2020 гг.) объемы дооычи природного газа, базирующиеся в основном на открытых крупнейших месторождениях, могут составить порядка 60 млрд. куб. м. природного газа в ВС.
Изучение текущего состояния потребления природного газа странами Северо-Восточной Азии и перспектив его роста
В настоящее время Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) вышел на второе место в мире по уровню экономического развития. На его долю приходится 34.1 % народонаселения земного шара и 23.5 % объема мировой экономики. По всем параметрам: народонаселению, объему производства, потреблению энергии в регионе лидирует Китай.
АТР расходует 18 % мирового производства электроэнергии, располагая в достаточном количестве только углем (24 % мировых доказанных запасов). Запасы нефти и газа составляют соответственно 4% и 5 % доказанных запасов. Эти запасы сосредоточены, в основном, в Австралии, Китае, Индонезии, Малайзии и Новой Гвинее, остальные страны зависимы от импорта.
Прирост потребления и добычи газа стал фактором, определяющим развитие ведущих стран мира, и наиболее показателен в зоне АТР. Если в 90-х годах газ находился по уровню мирового потребления на третьем месте после нефти и угля, то за пределами 2000 года положение решительно изменится в сторону увеличения потребления газа, а после 2020 года доля газа и нефти уравняется.
Тенденция к преимущественному применению газа четко проявилась за период 1982-1992 гг., когда уровень его добычи возрос на 39.2 %, а нефти и угля соответственно на 13.7 % и 15.2 %. Крупнейшими странами производителями газа в мире являются: Россия, США, Канада, Нидерланды, Англия, Индонезия, Алжир, Боливия, Мексика, Норвегия, Ирак, ОАЭ, Иран, Австралия, Малайзия, Бруней, Новая Гвинея.
В настоящее время в АТР добывает порядка 160 млрд. куб. м. природного газа причем прирост за десятилетие с 1982 по 1992 составил 106.4 млрд. куб. м.
Особенностью рынка газа АТР является и то, что он, в основном, сориентирован на дорогостоящий сжиженный газ. Основные газо-сжижающие мощности расположены в Абу-Даби, на Аляске, Австралии, Брунее, Индонезии и Малайзии.
Важно определить круг тех стран АТР, которые могут представлять реальный рынок для российских топливно-энергетических ресурсов. В первую очередь, это страны СВА: Китай, Республика Корея и Япония.
Это обуславливается тем, что Китай, Республика Корея и Япония имеют несколько особенностей, которые позволяют говорить о том, что именно эти страны будут потребителями российского природного газа, в частности: ? Китай, Республика Корея и Япония являются наиболее крупными потребителями энергоресурсов в АТР; ? эти страны СВА непосредственно примыкают к границам России; ? одним из важнейших фактов является то, что Китай, Республика Корея и Япония значительно удалены от других возможных поставщиков природного газа.
Следует также отметить, что Япония и Корея в отличие от Китая испытывают настоятельную потребность в диверсификации источников снабжения энергоресурсами. они остаются и на сегодняшний день не смотря на азиатский кризис. Особое внимание следует обратить на прогноз потребления первичной энергии, среди которых показатели по Китаю в несколько раз превосходят аналогичные показатели по Японии и Р. Корея.
Рассмотрев общее положение каждой страны на энергетическом рынке Северо-Восточной Азии, было бы целесообразным рассмотреть особенности производства и потребления энергии Китаем, Р. Кореей, Японией.
Китай Энергоемкость ВВП в Китае является одной из самых высоких в мире, см. таблицу 2.1.1. Она в 7,3 раза больше энергоемкости ВВП Японии, и в 5,5 раза больше, чем в Р. Корея. Основной потребитель всех энергоресурсов в Китае - промышленность, доля которой составляет примерно 64 %, за ней следует жилищное хозяйство - 19%.
В структуре потребления энергоресурсов в 1996 году преобладал уголь - 63 %, доля нефти составляет 15 %, возобновляемых источников энергии (дрова, сельскохозяйственные отходы и прочие - 18 %).
В целом, газовая отрасль Китая находится на начальном этапе развития. В 1998 году объем газодобычи в Китае составил 22,1 млрд. куб. м. Доля газа в производстве энергии составляет в КНР в настоящее время порядка 1.8 %.
Планами развития отрасли предусматривается увеличение объема производства газа к концу века до 30 млрд. куб. м. К 2010 г. газодобыча должна возрасти до 70 млрд. куб. м., а к 2020 г. - до 80-100 млрд. куб. м. В результате в Китае надеятся довести в начале следующего века долю природного газа в структуре производства энергии до 5 % (см, таблицы 2.1.4. и 2.1.5.).
Несмотря на неразвитость системы газоснабжения Китая, что сдерживает рост объемов потребления газа в Китае, увеличение потребности в природном газе является объективной тенденцией и потребует, по оценкам местных экспертов, удовлетворения значительной доли потребности в нем за счет внешних источников сырья.
Из таблицы 2.1.5. следует, что несмотря на собственную добычу, которую может осуществлять только Китай (Япония и Р. Корея не имеют собственных месторождений природного газа), видно, что дефицит природного газа возрастет с 18 млрд. куб. м. в 2000 году до 50 млрд. куб. м. в 2020 году.
Следует особо подчеркнуть твердую позицию Китая по увеличению доли природного газа в энергобалансе страны. Это вызвано не только крайне тяжелой экологической ситуацией в крупных промышленных центрах страны, но и обязательствами Китая по уменьшению выбросов окислов углерода в атмосферу.
Оценка возможностей привлечения зарубежных инвесторов к доразведке месторождений на территории России
Как было упомянуто ранее, особенностью рынка природного газа в АТР является ориентация его на сжиженный природный газ.
Основные газосжижающие мощности расположены в Абу-Даби, на Аляске, Австралии, Брунее, Индонезии и Малайзии, которые характеризуются следующими параметрами: 1. "Das Island" (Абу-Даби). Действует с 1977 г. Мощность - 2 млн.т. в год, имеет 5 газоналивных танкеров. 2. "NWS-North West Shelf (Австралия). Действует с 1989 г. Мощность 6 млн. т. в год, имеет 8 танкеров. 3. "Kenai" (Аляска, США). Действует с 1969 г. Мощность 1 млн.т. в год, имеет 2 танкера. 4. "Lumut" (Бруней). Действует с 1972 г. Мощность 5 млн. т. в год, имеет 3 танкера. 5. "Bontang" (Калимантан, Индонезия). Действует с 1977 г. 6. "Arun" (Суматра, Индонезия). Действует с 1978 года. Суммарная мощность заводов "Bontang" и "Arun" 26 млн. т. в год, имеется 19 танкеров. 7. "BintuliT (Саравак, Малайзия). Действует с 1982 г. Мощность 8 млн. т. в год, имеет 6 танкеров. Запущено еще три линии, мощность до 16 млн.т. в год, 5 доп. танкеров. 8. Катар. Действует с 1997 г., проектная мощность 6 млн. т. в год, до 11 танкеров.
Доля природного газа в балансе энергоносителей по странам АТР составляет 11 %, в странах Западной Европы - 16 %, в среднем по миру 21 %. Главной причиной отставания АТР является отсутствие развитых национальных и транснациональных сетей газопроводов, а также наличие серьезных технических проблем при прокладке морских газовых магистралей на глубинах свыше 600 м. По этой причине, по оценкам специалистов, в ближайшие 10 лет трубопроводный транспорт не сможет составить серьезной конкуренции доставке СПГ потребителям при помощи танкеров, хотя по их же оценкам, прокладка одного лишь газопровода из России в Китай, Р. Корея и в Японию могла бы вытеснить с рынка практически все мощности по производству и транспортировке СПГ.
Рост потребления газа в АТР будет удовлетворяться за счет увеличения мощностей уже существующих и создания новых предприятий. Так, в частности, планируется расширение к 2000 г. заводов: "Bintulu" (Саравак, Малайзия), дополнительные мощности составят 5-7.5 млн. т в год; "NWS-North West Shelf (Австралия) - до 11 млн.т в год. Новые заводы "Gordon" (Австралия) до 1 1 млн. т. в год, завод s Омане 5.0-7.5 млн. т. в год, завод в Папуа-Новой Гвинее - 5.0 млн. т. в год.
К 2010 году планируются: "Port Vaidez" (Аляска, США) - 14 млн. т. в год, "Natuna" (Индонезия) - 14 млн. т. в год, "Сахалин" (Россия) - 7.5-14 млн. т. в год.
Таким образом, к 2000 г. суммарная мощность по сжижению в АТР составит порядка 104 млн. т. в год, что эквивалентно 143,5 млрд. куб. м. газа в год, следовательно, сравнивая эту величину с данными по потреблению природного газа Японией и Р. Корея (95 млрд. куб. м.) можно сказать о том, что потребность в сжиженном природном газе этих стран может практически полностью удовлетворяться за счет поставок сжиженного природного газа. Однако, в 2020 г. потребность Японии и Р. Корея возрастет до 183 млрд. куб. м., что позволяет предположить о нехватке сжиженного природного газа для обеспечения потребностей этих стран.
По имеющимся прогнозам, все основные из ныне действующих месторождений природного газа в АТР к 2010 году еще будут располагать достаточными запасами газа для обеспечения уже имеющихся предприятий по его сжижению.
На сегодняшний день серьезной проблемой представляется увеличение экономической эффективности предприятий СГТГ, особенно, планируемых к строительству крупных мощностей к 2010 году, где издержки будут заметно выше, чем на уже действующих. При существующих условиях реально достижимым уровнем снижения затрат по всей технологической цепи является 25-30 %. Однако, этот эффект может быть почти полностью поглощен ростом цен на газоналивные танкеры. В результате увеличения числа заказов и ограниченного количества специализированных судоверфей цена, к примеру, танкера грузоподъемностью 135 тыс. м3 СГТГ с 1988 по 1993 год выросла с 180 млн. долл. США до 250-300 млн. долл.
Прогноз цен на СНГ е странах СВЛ
На рынке сжиженного природного газа начинается новый этап развития, значительно расширяющий круг как продавцов, так и потребителей. Несмотря на то, что средняя цена СПГ остается выше, чем на другое топливо, во всем мире растет количество контрактов на его поставку (см. рис. 2.3.1. и 2.3.2.).
При прогнозировании цен на газ для рынка СВА представляется возможным использовать опыт формирования контрактных цен европейского рынка угля, в ряде формул которых зафиксировано соотношение 1.4/1 в пользу газа при сопоставимом энергетическом эффекте. Считается, что соотношение цен на уголь, мазут и природный газ (по трубопроводам) для регионов Сибири должно составлять 1:1.2:1.5 при Сжиженный природный газ, спрос на который за период 1970-1996 гг. увеличился с 3 до 102 млрд. куб. м., стоит дороже трубопроводного (в Западной Европе - на 7-9 %).
Импортный уголь в Западной Европе и в США стоит в среднем на 30-35 %, а в Японии на 46-48 % дешевле эквивалентного количества природного газа (табл. 2.3.1.). Импортеру угля в Европе 1 т. у.т. обходится на 25-35 долл. дешевле, чем импортеру газа. Предполагается, что к 2010 г. уголь, импортируемый в Европу, будет стоить на 35-50 % дешевле газа.
Методика проведения расчета
Расчеты капитальных вложений в строительство газопроводов были сделаны в соответствии с "Нормативами капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов", ВНИИгаз, 1991 г., с учетом "Методических рекомендаций по разработке удельных капитальных вложений (УКВ) в газовую промышленность на 1991 — 1995 и на период до 2010 года".
Вышеназванные положения были приняты проектными институтами и использованы при подготовке обоснований удельных капитальных вложений.
Следует отметить, что совершенствование разработки и использования показателей инвестиционного процесса является важной экономической задачей. Это связано с существенным улучшением системы принятия решений по инвестиционным ресурсам. Нельзя не признать, что снижение эффективности капитальных вложений в нашей стране было обусловлено несовершенством принятых методов и их экономических обоснований и расчетов их эффективности, углубляющимся разрывом между динамичным развитием хозяйственного механизма и экономических отношений в народном хозяйстве страны и статичностью, упрощенностью расчетов инвестиционных ресурсов и их эффективности.
Капиталоемкость (удельные капитальные вложения) отражает лишь затратную сторону и не учитывает другие, "полезные" стороны отдачи капитальных вложений (экономическую, улучшение социально - бытовых условий).
Рост капиталоемкости за счет этих мероприятий (или объектов) нельзя в большинстве случаев считать "потерей".
Эффект капитальных вложений в показателе капиталоемкости трактуется узко, как величина вводимой мощности или фондов. В действительности эффект капитальных вложений шире и имеет много аспектов.
Вложения в создание основных фондов позволяют (как минимум): наращивать или поддерживать объемы производства (транспорта) - этот вид эффекта можно назвать мощностным; снижать текущие издержки (этот вид эффекта - экономический); получать ряд социальных эффектов (улучшение условий труда, быта, природоохранные мероприятия и т.д.).
В настоящее время, особенно при проектировании, капиталоемкость рассчитывается лишь по мощностному эффекту. Рассчитываемая таким путем отдача вложений оказывается заниженной по сравнению с действительной, а у проектов с большими эффектами экономических и социальных задач капиталоемкость выглядит неудовлетворительно.
Целесообразно распределять (разносить) капитальные вложения (при проектировании, планировании, анализе) на группы, каждая из которых включает затраты, нацеленные на достижение одного, в основном, вида эффекта. Каждая из выделенных разновидностей эффекта рассматривается особо, в сопоставлении с соответствующим объемом вложений.
Если разделение мощностных и экономических эффектов весьма затруднено, то социальные затраты и результаты выделяются. Это позволит разработать систему нормативов на каждую разновидность социальных эффектов, что существенно облегчит экспертизу проектов. При планировании капитальных вложений могли бы устанавливаться доли затрат, направляемые на различные социальные цели.
Важным условием, определяющим надежность технико-экономических расчетов в газовой промышленности, является оценка и учет распределения исходной технико-экономической информации. Методология расчета УКВ должна учитывать неопределенность расчета составляющих затрат, потому что этот фактор во многом определяет надежность выводов и эффективность принимаемых решений.
К числу основных направлений повышения точности, совершенствования учета неопределенности расчетов с использованием УКВ относятся следующие: накопление и систематизация проектной, плановой и фактической информации о точности отдельных показателей, видов затрат на стадиям и уровням проектирования и планирования. Анализ факторов отклонений этих показателей, разработка требований к мере точности отдельных показателей и видов затрат в зависимости от их влияния на конечные показатели (капитальные вложения); разработка и учет в расчетах затрат (резервов) на непредвиденные расходы, дифференцированные по мощности и районам сооружения газопроводов и во времени; совершенствование методики расчетов УКВ, снижающих уровень расчетной погрешности. Нормативы удельных капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов разработаны применительно к условиям строительства в равнинно-холмистой местности страны и учитывают наличие отдельных болотистых и гористых участков трассы. В нормативах приведены все виды капитальных затрат, включая стоимость строительно-монтажных работ, оборудования, прочих работ и затрат, предусматриваемых сводными сметными расчетами, а также резерв на непредвиденные работы и затраты. Коэффициент перевода базовых цен 1991 г. к текущим равен 1.732 (июль 1998 г) При проектировании трасс газопроводов использовались следующие нормативы УКВ:
