CC BY
96
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОГО ОСВОЕНИЯ НЕДР ПЕРСПЕКТИВНЫХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ (МЕТОДОЛОГИЯ И ИНСТРУМЕНТАРИЙ)
В статье излагаются методология прогнозирования освоения недр перспективных нефтегазодобывающих районов как комплексной программы долгосрочного поэтапного освоения недр, а также инструментарий ее реализации на примере Ямальского нефтегазодобывающего региона.
На современном этапе развития России возрастает значимость перспективных нефтегазодобывающих районов (НГДР) в обеспечении энергетической безопасности страны. Это вызывает необходимость совершенствования методологии прогнозирования и формирования новых подходов к их освоению как единой комплексной системы с учетом условий природопользования, развития инфраструктуры, разработки экономических, экологических и правовых аспектов.
Проблемы обеспечения минерально-сырьевой безопасности. Эффективность экономического развития России в значительной мере определяется стратегией освоения недр и состоянием минерально-сырьевой базы. В настоящее время в недрах России сосредоточено около 13% мировых разведанных запасов нефти и газового конденсата, 35% мировых запасов газа. По запасам углеводородов Россия занимает лидирующее положение в мире и обладает достаточными ресурсами для дальнейшего их наращивания. Так, она занимает первое место по запасам газа, ресурсный потенциал которого составляет почти 65% их общей суммы, третье место по запасам нефти, ресурсный потенциал - 57,3% [1]. Российские нефтегазодобывающие компании обеспечены запасами углеводородов более чем на 25 лет работы, между тем как крупнейшие мировые нефтяные компании на 10-13 лет [2].
Отличительная особенность сырьевой базы России - высокая степень концентрации углеводородных ресурсов. На севере Западной Сибири сосредоточено почти 30% мировых запасов природного газа и 6% мировых запасов нефти, 91,3% добычи газа и 67,5% добычи нефти России [3-5], что обусловливает высокую степень зависимости экономики страны от развития этой нефтегазоносной провинции.
Наличие крупных запасов нефтегазовых ресурсов вместе с тем не исключает проблемы повышения минерально-сырьевой безопасности России и освоения недр перспективных нефтегазовых районов, что объясняется рядом негативных тенденций недропользования.
Наблюдающееся снижение роли государства в области управления государственным фондом недр сформировало устойчивую тенденцию падения темпов воспроизводства ресурсной базы углеводородного сырья при сокращении геолого-разведочных работ. Высокие мировые цены на нефть в значительной степени обусловили увеличение темпов добычи нефти в последние годы при снижении объемов разведочного бурения. Доля разведочного бурения в общем его объеме сократилась почти в 2 раза, в том числе на нефть - с 13,9% в 2000 г. до 8,8 в 2004 г., на газ - с 54,5% до 25,0 [4]. В результате, на протяжении почти 20-летнего периода прирост разведанных запасов не компенсировал объемов добычи, происходило относительное истощение запасов разведанных и подготовленных к эксплуатации месторождений [6]. Прирост накопленных запасов нефти (включая газовый конденсат) относительно объема добычи снизился к 2004 г. до 48%, природного газа - до 82% [1]. При сохранении в перспективе
данной тенденции проблематично обеспечить ежегодный прирост запасов в ближайшие годы даже для простого воспроизводства.
Причин этого несколько. Фактически отсутствует четкая политика государства в области рационального использования недр, нет действенного законодательства по недропользованию, не принята новая редакция закона о недрах. Существовавшая налоговая система не стимулировала компании к воспроизводству запасов, поскольку была основана на единой для всех участников внутреннего рынка ставке налога на добычу полезных ископаемых (НДПИО без учета условий разработки месторождений. Это обусловило их зависимость от конъюнктуры мирового рынка на углеводородное сырье и отсутствие стимулов у недропользователей к увеличению нефтеотдачи и разработке новых месторождений.
В настоящее время нет надежного контроля за разработкой месторождений, применяемый выборочный отбор запасов ведет к уменьшению величины коэффициента извлечения нефти (КИН) и к безвозвратной потере части запасов. Российские компании извлекают лишь 30-35% разведанных запасов нефти [7] в результате, из месторождения извлекается в 2-3 раза меньше запасов углеводородных ресурсов по сравнению с проектными показателями, т. е. происходит потеря запасов в недрах [8]. По мнению экспертов, увеличение КИН на 1% равносильно открытию нового крупного месторождения, а на 5% - дополнительной добыче 70-80 млн. т нефти в год [7].
Существенно меняется качество запасов, поскольку происходит переход к освоению трудноизвлекаемых запасов при высокой степени выработанности рентабельных. Так, из 236 трлн. куб. м начальных суммарных ресурсов свободного газа 32% сосредоточено на шельфе [9, с. 38]. В настоящее время доля низкорентабельных запасов нефти возросла с 36% до 55, почти 80% природного газа добывается на месторождениях с падающей добычей. При сложившихся темпах воспроизводства углеводородных ресурсов доля рентабельных запасов нефти на государственном балансе может сократиться к 2010 г. до 30%, а к 2020 г. возможно более чем трехкратное снижение добычи газа из сеноманских залежей. С 2007 г. свыше 76% добычи газа приходится на новые месторождения, расположенные в малоосвоенных и труднодоступных районах (п-ов Ямал, акватория Обской и Тазовской губ, шельф Баренцева моря).
Устойчивое обеспечение экономики страны углеводородными ресурсами при возрастающем спросе на них и высокой инерционности развития минерально-сырьевого комплекса вызывает необходимость рационального вовлечения в хозяйственный оборот ресурсов перспективных нефтегазовых провинций (п-ов Ямал, Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия), Сахалин, Прикаспий, шельф Охотского и Баренцева морей). Доля нефти и газа в суммарной добыче увеличится к 2020 г. с 1,2-1,3 до 18-14% соответственно. В этих условиях стратегической задачей государства является стабильное обеспечение потребностей страны углеводородными ресурсами, направленное на достижение ее безопасности, что повышает значимость освоения перспективных НГДР и требует совершенствования подходов к их прогнозированию.
Методический подход к прогнозированию освоения ресурсов нефтегазодобывающего района. Изучение НГДР как объекта недропользования и методологические
1 С 1 января 2007 г. введена нулевая ставка НДПИ для нефтяных месторождений, расположенных в Якутии, Иркутской области и Красноярском крае: сроком на 10 лет для лицензии на право пользования недрами и на 15 лет — для геологического изучения (поисков, разработки). Действие налоговой льготы в отношении того или иного месторождения прекращается по достижении добычи 25 млн. т нефти в год. Кроме того, предусматриваются понижающий коэффициент к НДПИ при разработке истощенных месторождений со степенью выработанности свыше 80%, максимальное снижение НДПИ (до 30% стандартной ставки) для месторождений, выработанных на 100%.
аспекты использования системного подхода к прогнозированию позволили разработать методический подход, особенностями которого являются:
- комплексность рассмотрения проблемы, что предполагает учет системы взаимосвязанных мероприятий по освоению углеводородных ресурсов (ГРР, научно-исследовательских и проектно-изыскательских работ - НИиПИР, добычи, транспортировки, создания объектов смежных и инфраструктурных отраслей), а также социальных, экологических и экономических факторов, влияющих на формирование программы и выбор эффективного варианта;
- возможность исследования альтернативных сценариев освоения НГДР, различающихся добычей углеводородных ресурсов, развитием объектов инфраструктурных и смежных отраслей, изменением социально-экономических факторов, обеспечивающих их реализацию;
- поэтапное формирование программы посредством разработки определенной последовательности процедур и методов, отражающих специфику решаемой проблемы. Этапы различаются постановкой задачи, широтой охвата проблемы, степенью достоверности и точности количественных показателей. Характерными особенностями НГДР как объекта прогнозирования являются возможность количественного описания целей, альтернатив их достижения, необходимость учета ресурсных ограничений на каждом этапе разработки программы;
- использование моделей на отдельных этапах формирования программы позволяет построить сценарии добычи углеводородных ресурсов по НГДР; генерировать варианты разработки месторождений в динамике; учесть ограниченность запасов, вероятностный характер запасов и дебитов скважин, условия недропользования; оценить эффективность альтернативных сценариев; выработать стратегию, направленную на достижение сбалансированного развития.
Предлагаемый разработанный и реализованный методический подход к прогнозированию освоения НГДР как комплексной программы долгосрочного развития, последовательность этапов освоения недр, организационная схема и инструментарий прогнозирования комплексного освоения углеводородных ресурсов перспективных НГДР в виде системы моделей формирования программы показаны на рис. 1. Модельный комплекс адаптирован к новым условиям хозяйствования, которые представлены блоком входных параметров в систему моделей. Выделены пять последовательных стадий прогноза, для каждой приведены экономико-математические модели.
На первой стадии - определяются объемы добычи углеводородных ресурсов по НГДР и объемы транспортировки за пределы районов на основе расчетов оптимизационной межрегиональной межотраслевой модели (ОМММ-ТЭК) в соответствии с рассматриваемой гипотезой развития народного хозяйства и потребностями в углеводородных ресурсах. Подробное описание принципов построения, структуры и возможностей данной модели приведено в работах [10, 11]. Объемы добычи углеводородных ресурсов в НГДР представляют основу формирования сценариев развития НГДР и выступают в качестве входной информации на третьей стадии прогноза.
На второй стадии - формируются варианты разработки месторождений с использованием имитационной модели разработки нефтяного [12, 13] и газового [14, 15] месторождений, которые учитывают условия недропользования и экономические факторы. По каждому варианту определяются годовые объемы добычи углеводородных ресурсов, объемы и сроки потребляемых ресурсов, а также интегральные затраты в целом по варианту. Эта информация передается на следующую стадию прогноза.
ФАКТОРЫ
И УСЛОВИЯ
1 1 »■«. 1 1 | ! Гипотеза |
! развития
\ народного 1 ! хозяйства |
! (темпы роста ! | ВВП) j
1 "" | | налоговая >
I система ■
I 1 -N
| конъюнктура —к
\ рынка \ 1
\ потребность в
\ углеводородном [
| сырье |
1 1 | технико-
\ экономические ]
\ показатели |
1 ~ | ! геологические
' параметры | I (запасы, дебиты,
1 геолого- I
| промысловые ! | характеристики)! 1 | 1 | 1 | 1 |
1 экологические !
I нормативы !
ИНСТРУМЕНТАРИИ
Формирование сценариев
оммм-тэк
Определяются:
• Объемы добычи углеводородных ресурсов по НГДР;
• Объемы и направления транспортировки
Модель развития нефтегазодобывающего района
Имитационная модель разработки 1-го месторождения
Имитационная модель разработки к-го месторождения
Определяются:
• ГРР, объемы эксплуатационного бурения, динамика добычи;
• Капитальные и эксплуатационные затраты; Сроки ввода месторождений в разработку
Выбор эффективного варианта программы
Сетевая модель программы освоения углеводородных ресурсов НГДР
Оценка эффективности программы
Выбор наилучшего варианта
Определяются:
• Динамика выпускаемой продукции и потребляемых ресурсов;
• Оценка эффективности инвестиций;
• Расписание выполнения мероприятий программы
РЕЗУЛЬТАТЫ
Прогнозирование освоения углеводородных ресурсов
добывающего района:
• динамика добычи углеводородных ресурсов;
• ГРР, объемы бурения;
• потребности в основных ресурсах в территориальном и отраслевом разрезе;
• сроки ввода ) мощностей;
• показатели эффективности инвестиций;
• выбор эффективного варианта природопользования и формирование стратегии вовлечения в хозяйственный оборот углеводородных ресурсов
Рис. 1. Система моделей формирования программы комплексного освоения углеводородных ресурсов добывающего района
На третьей стадии - исследуются конкретные направления обеспечения спроса на углеводородные ресурсы рассматриваемого района в соответствии с реальными возможностями месторождений. На основе модели развития НГДР [16] выбираются месторождения, подлежащие освоению, и варианты их разработки, опре-
деляемые разведанными запасами, геолого-промысловыми характеристиками, экологическими факторами и экономическими показателями, при которых потребность в углеводородных ресурсах по рассматриваемому сценарию развития района обеспечивается с минимальными интегральными затратами. Выходными параметрами модели являются сроки ввода месторождений в разработку, динамика объемов добычи углеводородов и потребления ресурсов на вводимых в разработку месторождениях.
Четвертая стадия содержит комплексное описание программы освоения НГДР на базе сетевой модели, позволяющей адекватно отразить процесс вовлечения в хозяйственный оборот углеводородных ресурсов с учетом объектов смежных и инфраструктурных отраслей и нагрузки на окружающую среду [17]. Определенный на третьей стадии вариант развития района, характеризуемый сроками ввода месторождений в эксплуатацию, объемами выпускаемой продукции и затрачиваемых ресурсов по каждому месторождению, рассматривается как директивная информация для сетевой модели. В качестве критериев оптимизации рассматриваются: срок реализации программы, затраты ресурсов, дисконтированные во времени, сумма отклонений от заданных ограничений по ресурсам. Модель позволяет оценить общую нагрузку программы на окружающую среду, социальную сферу, строительную базу, транспортную и энергетическую системы региона, а также оперативно управлять процессом выполнения программы.
Пятая стадия включает оценку эффективности вариантов программы на основе анализа инвестиционных проектов. Сравнение различных вариантов программы и выбор наилучшего проводятся по показателям чистого дисконтированного дохода (ЧДД), внутренней нормы доходности (ВНД) и срока окупаемости инвестиций (Т). Для оценки эффективности вариантов применяется разработанный и широко используемый метод оценки эффективности инвестиционных проектов на основе методики, рекомендуемой ЮНИДО и Всемирным Банком [18-21].
Формирование варианта программы достигается путем проведения одного или нескольких циклов расчетов по указанному комплексу моделей.
Ядром системы моделей являются имитационная модель разработки отдельного месторождения и сетевая модель программы вовлечения в хозяйственный оборот углеводородных ресурсов НГДР. Имитационная модель месторождения является генератором вариантов добычи и экономических показателей по этапам развития с учетом особенностей недропользования, охраны природной среды, ограниченности и неопределенности запасов и дебитов скважин [15]. Блок-схема алгоритма расчета вариантов разработки газового месторождения показана на рис. 2.
Сетевая модель программы освоения ресурсов НГДР. Посредством модели происходит согласование во времени по ресурсам и мощностям процесса функционирования месторождений с проведением геолого-разведочных работ и природоохранных мероприятий, строительством трубопроводов, созданием объектов инфраструктуры и других обеспечивающих отраслей.
Сетевой граф в качестве наглядного изображения сетевой модели программы имеет три исходных характеристики: изменение элементов программы во времени, затрат ресурсов и производства продукции, отношения предшествования. Отметим, что если первые две традиционны для экономического описания производственных процессов, то последняя применяется при реализации комплексного программного подхода, задавая признак упорядочения этапов программы. Для формирования программы развития НГДР использован сетевой граф, имеющий блочно-модульную структуру.
Рис. 2. Блок-схема алгоритма расчета вариантов разработки месторождения
Обозначения основных параметров к рис. 2: Ркр(т1,г) - величина критического пластового давления, до которого поддерживается постоянный дебит скважин (2); х1'г - максимальная продолжительность периода нарастающей добычи (3); - продолжительность периода нарастающей добычи для рассматриваемого варианта (4); Г2" - продолжительность периода естественной постоянной добычи (5); Рт2"' - величина пластового давления (6); +1 - дебит скважин по годам
периода искусственной постоянной добычи за счет дополнительных скважин (7); - коли-
чество скважин, которое необходимо пробурить для поддержания постоянного годового отбора газа из месторождения (<2„) (8); р+1 - величина пластового давления (9); +1 - дебит скважин
(10); QT•^+l - суммарный отбор газа из месторождения к данному году, определяется переход на
компрессорную добычу (11); - пластовое давление (12); Рвх(т,+1) - величина давления на
входе в дожимную компрессорную станцию (ДКС) (13); количество газоперекачивающих агрегатов (ГПА) ДКС: +1 - необходимых для поддержания добычи в рассматриваемом году, тТ,+1 - их
общее количество (14); расчет экономических показателей по годам разработки: капительных вложений (К,), эксплуатационных (3,) и интегральных (П,) затрат (15).
Множество однотипных объектов описывается унифицированными сетевыми модулями, которые связаны между собой работами по созданию объектов общего назначения (дороги, трубопроводы и др.) и фиктивными связями, отражающими временные зависимости выполнения этапов программы. Сетевой граф содержит следующие унифицированные модули [17, 22]:
- освоения и разработки газового и группы нефтяных месторождений;
- создания производственной инфраструктуры;
- выполнения геолого-разведочных работ;
- развития магистрального трубопровода;
- проведения НИиПИР.
Развернутую логику построения сетевого модуля представим на примере освоения и разработки газового месторождения (рис. 3) и создания производственной инфраструктуры (рис. 4). Все газовые месторождения подчиняются единой технологии развития, поскольку, во-первых, находятся практически в одинаковых природно-климатических условиях, и следовательно, незначительно различаются геолого-промысловыми характеристиками, во-вторых, расположены в новых, неосвоенных районах, что требует создания производственной инфраструктуры. Типовой модуль освоения и разработки месторождения приведен на рис. 3.
Важнейшая задача освоения месторождения - обеспечение синхронного выполнения взаимосвязанных работ. На любом месторождении, расположенном в необжитом районе, прежде всего необходимо подготовить территорию для обустройства. Первая очередь подготовки территории подразумевает расчистку ее от леса, строительство автозимников, создание площадок для бурения скважин и строительства объектов инфраструктуры. Одновременно с подготовкой территории ведутся первые очереди геолого-разведочных работ и инженерного обеспечения.
Геологоразведка на месторождении включает работы, связанные с приростом промышленных запасов. Первая очередь геологоразведки - подготовка промышленных запасов, вторая - уточнение параметров конкретных залежей и величины запасов. Под инженерным обеспечением здесь понимается совокупность объектов, осуществляющих электро- и пароводоснабжение. Сроки завершения первых очередей геологоразведки и инженерного обеспечения должны определить время начала буровых работ на месторождении. Следовательно, начало периода нарастающей добычи на газовом месторождении зависит в первую очередь от темпов проведения геологоразведки и инженерного обеспечения, что отражено в сетевом модуле фиктивными работами (рис. 3 (2,4) и (3,4)).
рис. 3 (см. в конце файла)
Этап бурения эксплуатационных скважин отражает период нарастающей добычи на месторождении. Параллельно с бурением скважин создается система сбора, подачи газа и конденсата в магистральные газо- и конденсатопроводы. Самостоятельными работами в модуле выделены: строительство и ввод в действие установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и создание установки по переработке конденсата, которые должны быть завершены к выходу месторождения на постоянную добычу, что отражено фиктивными работами (5,7), (6,7).
Следующий этап - естественная постоянная добыча, в течение этого периода ее уровень достигается за счет пластового давления. В дальнейшем для поддержания постоянного отбора газа из месторождения либо необходимо бурить дополнительные скважины, либо вводить дожимную компрессорную станцию, либо осуществлять и то, и другое. Исходя из этих соображений, в сетевом модуле месторождения выделен период искусственной постоянной добычи (8,9), (9,10). К началу этого периода должны быть закончены вторые очереди подготовки территории, геологоразведки и инженерного обеспечения.
Последний технологический этап - период падающей добычи (10,12). Для повышения газо- и конденсатоотдачи пластов осуществляется внедрение инновационных технологий (8,11).
Модуль производственной инфраструктуры (рис. 4). Необходимость выделения этого модуля обусловлена тем, что развитие производственной инфраструктуры не ограничивается работами непосредственно на месторождениях. Как правило, вблизи крупнейшего или первоочередного месторождения создаются инфраструктурные объекты районного значения: крупные базы материально-технического снабжения (МТС), ремонтные предприятия, промышленный железнодорожный транспорт, аэропорты, речные причалы, автодороги и линии электропередач (ЛЭП). Развитие инфраструктуры в модуле описывается реализацией трех очередей работ, которые качественно различны по характеру, интенсивности потребления ресурсов и позволяют выйти на принципиально новый уровень функционирования инфраструктуры.
Для вновь осваиваемых территорий подготовка территории (на рис. 4 (1,2)) включает расчистку территории, подготовку площадок для промышленного и транспортного строительства.
Формирование промышленного узла начинается с создания баз геологоразведки, которое предшествует созданию инфраструктурных объектов районного значения.
Процессы строительства и расширения ремонтных предприятий представлены работами (3,4), (4,5), (5,6). Аналогичный подход принят при моделировании создания баз МТС (3,7), (7,8), (8,9).
Создание предприятий промышленного железнодорожного транспорта (3,13), (13,14), (14,15) отражает наращивание мощностей подъездных и погрузочно-разгрузочных путей с одновременной организацией стационарных, локомотивных и других служб как единого межотраслевого хозяйства.
Строительство новых и увеличение мощностей созданных механизированных речных причалов путем увеличения длины причальной стенки представлены в модуле работами (3,10), (10,11), (11,12). Создание новых и расширение действующих взлетно-посадочных полос, обслуживающих хозяйство всего промышленного узла, описывается работами (3,16), (16,17), (17,18).
Строительство, реконструкция и капитальный ремонт ЛЭП и межпромысловых автодорог, обеспечивающих транспортные связи между промыслами, с базовыми городами, вахтовыми поселками и перевалочными базами, отражаются работами (3,19), (19,20), (20,21).
рис. 4 (см. в конце файла)
Топология сводного сетевого графа, как и составляющих его элементов, соответствует опережающему развитию объектов инфраструктуры и синхронному вводу обеспечивающих производств. Блочная структура сетевой модели позволяет изменять топологию сетевого графа и упрощать сценарные расчеты, добавляя (или убирая) отдельные унифицированные модули. Фиктивные работы между модулями отражают:
- выполнение к началу освоения месторождения объема работ по созданию производственной инфраструктуры и наличие транспортного подхода;
- подготовку к моменту начала добычи углеводородов соответствующих мощностей трубопроводов.
Каждая работа сетевого графа характеризуется временем выполнения, объемами потребляемых ресурсов и выпускаемой продукции. Отличием процесса освоения недр перспективных НГДР является высокая степень неопределенности и риска получения ожидаемых результатов, что обусловлено слабой разведкой запасов и уровнем их подготовленности к промышленному освоению; значительной долей использования инновационных технологий вскрытия пластов, добычи, строительства; конъюнктурой внешних рынков. В этой связи актуализируется учет в сетевой модели стохастических характеристик результативности геолого-разведочных работ, освоения новых технологий, достижения заданных объемов добычи и транспортировки посредством введения в модель вероятностей достижения ожидаемых результатов, возвратов выполнения отдельных работ, экономических и технологических рисков. Это повышает качество и степень надежности разрабатываемых прогнозов, позволяет определить устойчивость значения функционала относительно возможных возмущений, оценить величину дополнительных затрат, необходимых для «адаптации» расписания выполнения работ к различным вариантам исходных данных (директивным срокам и объемам добычи углеводородов, поставкам ресурсов и т. п.).
Допустимый график всех работ и событий, описанных в сетевой модели, можно интерпретировать как скоординированную во времени совокупность инвестиционных проектов добывающих и сервисных компаний, а сам календарный план может использоваться в двух режимах: как условный прогноз реализации инвестиционной программы при благоприятных режимах инвестирования и как организационный механизм реализации программы освоения для координации деятельности различных компаний со стороны администрации программы.
Данный подход позволяет рассмотреть во взаимосвязи комплекс работ по освоению ресурсов НГДР, оценить гипотетические сценарии и выработать рациональную стратегию, направленную на достижение сбалансированного развития (по срокам выполнения событий, потребляемым ресурсам и мощностям), а также осуществлять оперативное управление процессом реализации программы. На основе полученных решений формируется стратегия освоения ресурсов НГДР и вырабатываются рекомендации по изменению системы государственного регулирования недропользования.
Прогнозирование освоения ресурсов Ямальского НГДР. Предлагаемый методический подход реализован на примере прогнозирования развития НГДР, расположенного на п-ове Ямал. Район находится на начальной стадии хозяйственного освоения и имеет высокую степень подготовленности запасов к разработке. На его территории сосредоточено 75% запасов газа, 61% конденсата и 15% нефти России, площадь его нефтегазоносных земель составляет 65%, здесь открыто 26 месторождений (11 газоносных и 15 нефтегазоконденсатных). Потенциальные запасы Ямала позволяют обеспечить более 35% добычи природного газа и около 5% добычи нефти России. В настоящее время лицензии на разработку 49,2% запасов углеводородных ресурсов принадлежат ОАО «Газпром», остальные находятся в нераспределенном
фонде недр. В перспективе этот район будет иметь значительное влияние на функционирование народного хозяйства страны и безопасность ее развития.
Детализированная сетевая модель программы освоения углеводородных ресурсов п-ова Ямал представлена в виде сетевого графа, фрагмент которого показан на рис. 5.
Важнейшей связующей подсистемой программы является сеть железных дорог региона. В сетевой граф включены железные дороги: Обская - Бованенково (работы (0^42^43)), Паюта - Новый Порт (0^23), Бованенково - Харасавэй (42^45), Бованенково - Малыгино (0^24^25^26). Железные дороги представлены немодульными работами с учетом лага опережения.
Общий сетевой граф освоения углеводородных ресурсов Ямала содержит 91 фактическую и 39 фиктивных работ, охватывает 20-летний период. Входные данные и результаты расчетов представлены в разрезе 11-ти отраслей. Исходная информация содержит данные о потреблении и производстве на работах сетевого графа 45-ти ресурсов и продуктов. Для проведения расчетов по сетевой модели использован комплекс программ, разработанных в Институте математики СО РАН [23, с. 89-115].
В соответствии с Энергетической стратегией России [24] и расчетами по предложенной системе моделей были сформированы три сценария развития п-ва Ямал, различающиеся объемами добычи углеводородных ресурсов (табл. 1). Сценарии формировались, исходя из возрастающей в перспективе роли этого региона в обеспечении энергетической безопасности России.
Таблица 1
Сценарии развития добычи углеводородных ресурсов п-ова Ямал на конец года*
Промышленный узел, ресурс I (минимальный) II (максимальный) III (средний)
Годы
10-й 15-й 20-й 10-й 15-й 20-й 10-й 15-й 20-й
Харасавэйский
Природный газ, млрд. куб. м 146,5 179,0 194,0 211,5 241,0 250,0 165,5 194,0 224,0
Конденсат, млн. т 8,6 13,1 15,1 15,1 17,3 19,3 15,1 16,2 17,3
Новопортовский
Нефть, млн. т - 4,3 5,3 - 5,8 17,0 - 5,8 13,0
Попутный газ, млрд. куб. м - 0,2 0,3 - 0,5 1,5 - 0,5 1,3
* Период прогнозирования 2006-2025 гг.
Сценарий I предполагает минимальное обеспечение потребностей народного хозяйства в природном газе и нефти, что требует роста добычи газа до 194 млрд. куб. м посредством ввода Бованенковского (2008 г.), а затем Харасавейского (2013 г.) месторождений, нефти до 5,3 млн. т за счет ввода Новопортовского месторождения (2014 г.). Доля природного газа Ямала в общей добыче Западносибирского нефтегазового комплекса (ЗСНГК) возрастает к концу рассматриваемого периода до 37,7%.
Сценарий III является промежуточным. Согласно этому варианту происходило постепенное наращивание добычи газа к концу рассматриваемого периода до 224 млн. куб. м, нефти - до 13 млн. т. По сравнению со сценарием I здесь дополнительно вводится в эксплуатацию Крузенштернское месторождение (2014 г.), в результате Ямал будет обеспечивать 43% объема добычи газа ЗСНГК.
Сценарий II, построенный исходя из предельных возможностей подготовленной сырьевой базы, предполагает интенсивное наращивание добычи газа до 250 млрд. куб. м и нефти до 17 млн. т и предусматривает ввод в эксплуатацию в 2019 г. Там-бейской группы. Ямал сможет компенсировать падение добычи природного газа и даже обеспечить его рост. Доля Ямала в добыче ЗСНГК возрастет с 24 до 46% к концу периода.
Рис. 5. Фрагмент сетевой модели освоения углеводородных ресурсов п-ва Ямал
Для каждого сценария рассматривается множество вариантов, различающихся развитием обеспечивающих отраслей (созданием объектов смежных и инфраструктурных отраслей) и экономическими условиями: ценами на углеводородные ресурсы, условиями финансирования, кредитования, налогообложения, темпами инфляции. При расчетах варьировались внутренние цены на природный газ. Сформированные два варианта прогнозных цен приведены в табл. 2.
Таблица 2
Варианты изменения внутренних цен на природный газ в 2006-2025 гг.,
долл. США/тыс. куб. м
Вариант
2006 г.
2007 г.
2010 г.
2015 г.
2020 г.
2025 г.
1 - умеренный рост
2 - максимальный рост
40,0 40,0
40,0 45,0
40,0 56,0
45,0 65,0
65,0 100,0
100,0 100,0
Примечание. Цены на газ сформированы в соответствии со значениями цен на углеводородные ресурсы, разработанными Институтом энергетической политики [25].
Принятые в расчетах цены сильно занижены по сравнению с принятой Правительством РФ в конце 2006 г. методологией формирования цен на природный газ на внутреннем рынке России, в соответствии с которым цены внутреннего и внешнего рынков должны быть равноэффективными. В итоге, приводимые ниже результаты лишь иллюстрируют возможности предложенного подхода к обоснованию мер по освоению перспективных нефтегазовых районов страны._
Относительно внутренних цен на нефть и конденсат нами было принято допущение, согласно которому они оставались неизменными на уровне 2005 г. в соответствии с данными [26, 27], что позволило оценить влияние изменения на эффективность реализации программы изменения внутренних цен на природный газ.
Нами были рассмотрены три варианта вероятностей возвратов на работах НИиПИР. Для первого варианта значения вероятности возврата составили: утверждения технико-экономического обоснования (ТЭО) - 0,1, утверждения технического проекта (ТП) - 0,05, утверждения рабочей документации - 0,03. По второму и третьему вариантам вероятности возвратов увеличены соответственно в 2 раза и 5 раз. Изменения длительности работ при возвратах отражались посредством коэффициентов, задаваемых экспертно в зависимости от типа объекта и вида работы (их значения варьировались от 0 до 0,5). Например, для месторождения коэффициент изменения длительности разработки ТЭО был принят в размере 0,5, а для изысканий под ТП - 0,25.
Программа освоения углеводородных ресурсов Ямала является высококапиталоемкой. В этой связи рассмотрены два варианта финансирования: за счет средств инвестора (например, из бюджета государства) и кредита на финансирование части стоимости проекта. Допущение, что заемный капитал составляет 30% потребности в инвестиционных ресурсах и направляется для закупки оборудования и проведения монтажа, соответствует доле отраслей специализации в общей структуре инвестиций. Ставка банковского процента принята в размере 15% в соответствии с процентными платежами по кредитам Международного банка реконструкции и развития (МБРР) [28] и Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР). Показатель нормы дисконтирования по вариантам изменялся в пределах от 10 до 20%.
В расчетах использованы ставки налогообложения, действующие в России на начало 2005 г. Ставка НДПИ принята: для газа в размере 107 руб. /1000 куб. м (введена с 1 января 2004 г.), для нефти - базовая, которая в течение срока разработки месторождения составила 347 руб./ т. Величина налога на прибыль предприятий исчислялась в соответствии с положениями Налогового кодекса РФ, ее среднее значение составляло 24% полученного дохода.
При предположении, что все издержки и доходы возрастают в той же степени, что и общий уровень инфляции, рассмотрены два варианта динамики инфляции: максимальный - 10% в течение первых семи лет; минимальный - 10% в течение четырех лет с последующим снижением через каждые три года на 2%.
Оценка вариантов проведена на 20-летнем периоде в соответствии с продолжительностью освоения месторождений и средним сроком службы оборудования. Основные предположения, используемые в расчетах, и результаты экономической оценки по вариантам приведены ниже. В результате расчетов получено допустимое отображение всех работ, описанных в модели. Определены объемы выпускаемой продукции, совокупные потребности программы в основных ресурсах, их динамика и показатели экономической эффективности реализации сценариев по вариантам. Расчеты показали, что по масштабности, сложности и объемам инвестиций программа освоения углеводородных ресурсов Ямала сопоставима с той, которая решалась в период освоения ЗСНГК в 1970-1990 гг.
Реализация программы по всем вариантам рассматриваемых сценариев при действующей налоговой системе, сложившихся внутренних ценах на нефть и умеренном (вариант 1) росте цен на газ не является эффективной: значения ЧДД отрицательные, срок окупаемости превышает 20-летний период. Программа освоения ресурсов Ямала становится эффективной при максимальном росте внутренней цены природного газа (вариант 2) до 65 долл./1000 куб. м к 2015 г. с дальнейшим увеличением до 100 долл./1000 куб. м к 2025 г. (табл. 3).
Рост цен позволяет получить ЧДД в размере 5,79, 9,18 и 12,31 млрд. долл. соответственно по I, II и III сценариям (при коэффициенте дисконтирования, равном 10%). ВНД составляет 11,67; 10,35; 16,98%, окупаемость программы по сценариям достигается: по Ш-му - за 13,5 лет, Ьму - за 15,6 года и по П-му - за 14,8 года.
Реализация программы обеспечит добычу газа (включая попутный) на уровне 195-250 млрд. куб. м, нефти (включая конденсат) - 20-36 млн. т и потребует инвестиций в размере 96-124 млрд. долл. Освоение углеводородных ресурсов Ямала позволит компенсировать падение добычи газа и нефти в России и даже увеличить их объемы к 2020 г.: газа - до 730 млрд. куб. м, нефти - до 520 млн. т.
Анализ структуры инвестиций показал, что основная доля капитальных вложений приходится на инфраструктурные отрасли - до 47% общего объема в целом за период (табл. 4), из них на наиболее капиталоемкий трубопроводный транспорт - более 35%.
Наиболее капиталоемким является трубопроводный транспорт, в целом по программе для его развития требуется свыше 30% общего объема инвестиций, в структуре инвестиций 1-го и 2-го десятилетиий его доля составляет 42,5 и 31,5% соответственно, наблюдается его высокая эластичность по целевым показателям программы. В этих условиях важно, чтобы инвестиции в инфраструктурные отрасли пришли своевременно, иначе удлинение срока освоения уникальных газовых месторождений создаст проблему замещения газа Ямала в топливно-энергетическом балансе страны.
Наиболее эффективным вариантом прокладки газопровода с Ямала является «морской»-1 - через Байдарацкую губу. Он меньше по протяженности, наносит минимальный ущерб окружающей среде, сокращает общий объем капитальных вложений по программе в целом по сравнению с альтернативными вариантами: «морской»-2 (через Обскую губу) и сухопутный - на 2,1 и 5,3% соответственно, ЧДД возрастает на 1,5 и 5,2%. Результаты сравнительной оценки рассматриваемых вариантов транспортировки нефти с Ямала показали преимущество железнодорожного варианта, предусматривающего опережающее строительство железной дороги Паюта - Новый Порт. Он позволяет свести к минимуму нарушение экологического равновесия на полуострове и сократить инвестиции на выполнение всей программы на 6,0 и 7,1% по сравнению с вариантами транспортировки по трубопроводам.
Таблица 3 (поперечная)
Таблица 4
Структура инвестиций* программы освоения углеводородных ресурсов Ямала
Отрасли Сценарии**
I (минимальный) II (максимальный) III (средний)
млрд. долл. % млрд. долл. % млрд. долл. %
Специализации (газовая, нефтяная) Инфраструктурные в том числе магистральный трубопроводный транспорт Смежные Всего по программе * С учетом затрат на природоохра} ** По варианту 1а (финансирование нимальный темп инфляции). 26,17 44,63 33,87 25,07 95,87 тые мерощ за счет сре 27,30 46,50 35,32 26,20 100,00 шятия. дств инвес 40,54 52,73 40,09 30,32 123,59 тора, налог 32,80 42,70 32,44 24,50 100,00 ообложени 31,77 48,53 35,83 26,66 106,96 е прибыли 29,70 45,40 33,50 24,90 100,00 24%, ми-
Наилучшими показателями экономической эффективности с финансовой и народнохозяйственной точек зрения характеризуется III (средний) сценарий освоения углеводородных ресурсов Ямала. Он имеет максимальное значение ЧДД, изменяющееся по вариантам в диапазоне (12,04-16,66 млрд. долл.), наименьший срок окупаемости (13,5-16,5 года), ВНД - в пределах требований Международного банка реконструкции и развития (16,77-16,98%) (см. табл. 3). Этот сценарий целесообразно принять за основу при формировании стратегии освоения углеводородных ресурсов Ямальского НГДР. Реализация программы по этому сценарию обеспечит к концу рассматриваемого периода добычу газа (включая попутный) на уровне 225,3 млрд. куб. м, нефти (включая конденсат) - 30,3 млн. т и потребует инвестиций в размере 107 млрд. долл. США.
Анализ эффективности результатов показал высокую чувствительность программы освоения Ямала к системе экономического регулирования. При снижении налога на прибыль до 15% и максимальном темпе инфляции ЧДД возрастает на 30%. Переход к финансированию за счет частичного кредитования (при 15-процентной ставке) снижает ЧДД на 25%. Уменьшение темпов инфляции при сохранении внешних условий приводит к росту ЧДД на 7-20%. В результате расчетов реализации программы в динамике получено допустимое расписание всех работ, отображенных в модели. В соответствии с выбранным сценарием развития программы ввод месторождений в эксплуатацию целесообразен в следующей последовательности: Бованенковское (2008 г.), Харасавейское (2013 г.), Крузенштернское (2014 г.), Новопортовское (2014 г.) (рис. 6).
Млрд. куб. м
Рис. 6. Прогноз динамики добычи природного газа по сценарию III: ® Бованенковское; ЕЗ Харасавэйское; □ Крузенштернское
Наращивание объемов добычи требует подготовки новых запасов и, следовательно, увеличения объемов геолого-разведочных работ. Для поддержания стабильной добычи необходим прирост извлекаемых и предварительно оцененных запасов природного газа в объеме 2932,1 млрд. куб. м (в том числе 1098,8 млрд. куб. м извлекаемых), нефти - 1441,7 млн. т (600 млн. т извлекаемых) (табл. 5). Это предполагает увеличение объемов поисково-разведочного бурения в 4,0-5,5 раза и до 4% общего объема капитальных вложений в геологоразведку.
Таблица 5
Основные показатели развития геолого-разведочных работ
Показатель Пятилетие Всего
1-е 2-е 3-е 4-е
Природный газ
Объем поисково-разведочного бурения,
тыс. м 333,5 1334,0 1751,5 1751,1 5170,1
Прирост извлекаемых запасов (А В СД
млрд. куб. м 66,7 333,5 350,3 350,3 1098,8
Прирост запасов С2, млрд. куб. м - 267,8 1165,8 1165,8 1833,3
Эффективность бурения, тыс. куб. м/м 200 450,7 865,6 865,6 567,1
Нефть
Объем поисково-разведочного бурения,
тыс. м 465,9 698,9 1164,8 1164,8 3494,4
Прирост извлекаемых запасов (А В СД
млн. т 80,0 120,0 200,0 200,0 600,0
Прирост запасов С2, млн. т - 191,9 206,8 443,0 841,7
Эффективность бурения, т/м 171,7 446,3 349,2 552,0 412,6
Капитальные вложения
геологоразведка, всего по району, млн. долл. 138,7 791,8 1064,0 2013,5 4008,0
в том числе:
природного газа 63,2 499,0 684,0 1413,5 2659,7
нефти 75,5 292,8 380,0 600,0 1348,3
Специфика природной среды региона обусловливает необходимость использования инновационных технологий, характеризующихся высокой капиталоемкостью, и более 8% общего объема инвестиций на сохранение и реабилитацию природной среды.
В соответствии со сроками ввода месторождений определяется календарный план формирования объектов инфраструктуры (табл. 6).
Таблица 6
Технико-экономические показатели по основным объектам производственной инфраструктуры (базы МТС, ГСМ)
Мощность, Стоимость строительства, расширения, Срок ввода
Объект млн. долл. (месяц, год)
тыс. т базы причала ППЖТ всего
Харасавэйская база МТС 240 60,0 30,0 - 90,0 01.06-12.07
Бованенковская база МТС
и склады ГСМ 240 60,0 - 15,0 75,0 01.06-06.07
Харасавэйская база ГСМ 120 1,5 1,5 4,5 7,5 01.05-01.06
Ново-Портовская база МТС 240 30,0 39,0 36,0 115,0 01.09-12.11
Приполярная база МТС 60 30,0 - 6,0 36,0 01.09-06.10
Ново-Портовская база ГСМ 120 1,5 1,5 4,5 7,5 01.08-12.11
Полуночная база ГСМ 120 31,5 4,5 - 36,0 01.06-12.10
Примечание. МТС — материально-техническое снабжение; ГСМ — горюче-смазочные материалы; ППЖТ — подъездные пути к железной дороге.
Анализ календарного плана выполнения мероприятий программы показал наличие жестких связей по вводу в действие объектов, что в значительной степени предопределено необустроенностью района и необходимостью строительства объектов инфраструктуры. Основное количество работ, отражающих их создание, выполняется последовательно и находится на критическом пути. Работы, не попавшие на критический путь, имеют маленький резерв времени и при незначительных вариациях в исходных данных (сокращение объемов выделенных ресурсов, изменение топологии сети и др.) переходят на критический путь. Проведение НИиПИР, необходимых для подготовки программы к реализации, удлиняет критический путь и срок реализации всей программы не менее чем на пять лет и влияет на сроки вовлечения в хозяйственный оборот углеводородного сырья и динамику потребляемых ресурсов. Учет стохастических факторов посредством вероятных возвратов при выполнении НИиПИР выявил, что сроки ввода в разработку месторождений Ямала задерживаются от 0,5 до 2,2 года.
Оценки нагрузки на строительную базу и транспортную систему Ямала, динамики завоза грузов, потребности в электроэнергии, трудовых ресурсах и их территориальной структуры приведены в табл. 7.
Таблица 7
Территориальная структура потребления основных ресурсов по Ш-му сценарию развития Ямала
Ресурс Харасавэйский ПУ Новопортовский ПУ
1-е десятилетие 2-е десятилетие 1-е десятилетие 2-е десятилетие
Капиталовложения 89,5 40,0 10,5 60,0
Строительно-монтажные работы 89,0 58,0 11,0 42,0
Электроэнергия 99,0 51,0 1,0 49,0
Завоз грузов 87,2 7,0 12,8 93,0
Промышленно-производственный
персонал (ППП) 53,3 38,0 46,7 62,0
Опережающие темпы создания инфраструктурных объектов предполагают с первого года освоения района наличие мощной строительной базы (около 2 млрд. руб. в год). Подобная динамика характерна и для завоза грузов. В первом десятилетии сохраняется относительно устойчивый грузопоток (средний годовой уровень - 12 млн. т), что обусловлено одновременным выполнением большого объема работ по обустройству газовых месторождений, строительству магистральных трубопроводов и объектов общерайонной инфраструктуры. За десятилетие происходит увеличение грузопотока до 14,3 млн. т, почти 40% составляет завоз грузов для строительства железных и автомобильных дорог, а 35% - для сооружения магистральных трубопроводов. В последующий период происходит постепенное сокращение объемов завоза до 3 млн. т и их стабилизация на этом уровне.
Высокими темпами будут расти потребности в электроэнергии. Годовой объем потребления электроэнергии в производственной сфере к концу периода (2025 г.) достигнет 9 млрд. кВт-ч. Наибольший рост (в 3 раза) происходит во втором десятилетии вследствие увеличения количества вводимых в эксплуатацию скважин на газовых и нефтяных месторождениях и соответствующих им трубопроводов. Доля основного потребителя электроэнергии - газопроводного транспорта - в первом и втором десятилетиях составляет 95 и 73,2% соответственно. Основным потребителем электроэнергии среди добывающих отраслей является нефтяная промышленность. При наращивании добычи до максимального объема потребление электроэнергии уве-
личивается в 30 раз, в результате ее доля в общем объеме возрастает с 4 до 25%. Доля газовой промышленности в энергопотреблении составляет лишь 1,5-1,8%, поскольку энергоемкость добычи природного газа в 19-20 раз ниже, чем нефти.
Максимальный прирост промышленно-производственного персонала (ППП) по программе в целом возникает в период пиковой нагрузки строительной программы и соответствует 4-му году разработки Бованенковского и Новопортовского месторождений и приходится на 2-е и 4-е пятилетия. Общая годовая потребность в ППП по программе в целом с учетом строительства трубопроводов за пределами Ямала достигает почти 50 тыс. чел., стабилизируется на этом уровне в последующее 10-летие. Экономически эффективным является обеспечение потребностей в ППП посредством вахтово-экспедиционного метода за счет привлечения населения, проживающего в Ямало-Ненецком автономном округе. Такая стратегия освоения позволяет решить проблемы эффективной занятости 40-50 тыс. чел. трудоспособного населения промышленных центров округа, сохранения финансовой базы бюджетов городов, снижения расходов бюджета на социальное развитие.
* * *
Таким образом, на основе вышеизложенного можно сделать следующие выводы.
Предлагаемый методический подход к прогнозированию освоения добывающего района позволяет формировать гипотетические сценарии освоения ресурсов, оценивать их экономическую эффективность и вырабатывать рациональную стратегию сбалансированного развития с учетом комплекса природоохранных мероприятий, инфраструктурного обустройства территории, масштабов и темпов проведения геолого-разведочных работ, а также осуществлять оперативное управление ходом выполнения программы.
По масштабности, сложности и объемам инвестиций программа освоения углеводородных ресурсов Ямала сопоставима с программой освоения ЗСНГК в 1970-1990 гг. Реализация программы позволит обеспечить добычу газа (включая попутный) на уровне 195-250 млрд. куб. м, нефти (включая конденсат) - 20-36 млн. т и потребует инвестиций в размере 96-124 млрд. долл. Освоение углеводородных ресурсов Ямала не только компенсирует падение добычи газа и нефти в России, но и увеличит их объемы к 2020 г. соответственно до 730 млрд. куб. м и 520 млн. т с последующей стабилизацией до 2025 г.
При сложившихся в настоящее время экономических и институциональных условиях реализация программы неэффективна, окупаемость ее достигается при постепенном увеличении внутренней цены газа для потребителя к 2015 г. до 65 долл./1000 куб. м, а к концу рассматриваемого периода до 100 долл./1000 куб. м.
Наилучшими показателями экономической эффективности характеризуется III (средний) сценарий, имеющий максимальное значение ЧДД по вариантам (12,04-16,66 млрд. долл.), наименьший срок окупаемости (13,5-16,5 года), ВНД 17%. Данный сценарий целесообразно принять в качестве основы при формировании программы освоения ресурсов Ямальского НГДР.
Для поддержания стабильной добычи углеводородных ресурсов необходимо увеличить объемы поисково-разведочного бурения в 4,0-5,5 раза и до 4% общего объема капитальных вложений в геологоразведку. В условиях сложившейся практики финансирования геолого-разведочных работ преимущественно за счет средств частных компаний выделить такие объемы инвестиций для выполнения указанных работ проблематично, что приводит к выводу о необходимости частичного финансирования их из госбюджета, усиления роли государства в контроле за их осуществлением и совершенствования законодательства в области недропользования.
В динамике потребления ресурсов четко выделяются два этапа:
- первое десятилетие, для которого характерны высокие темпы роста инфраструктурных отраслей, газодобывающей промышленности и газопроводного транспорта, что наиболее отчетливо проявилось в интенсивном развитии Хараса-вэйского промышленного узла;
- второе десятилетие, в течение которого снижаются потребности в мощностях обеспечивающих отраслей - транспорта и строительства, - быстрыми темпами идет наращивание мощностей в нефтедобыче, ускоренными темпами осваивается Новопортовский промышленный узел.
Анализ эластичности инвестиционного проекта по основным экономическим факторам показывает целесообразность разработки институционального механизма применительно к освоению ресурсов новых НГДР, включая создание гибкой налоговой системы.
Высокая национальная значимость освоения ресурсов Ямала, определяющая энергетическую безопасность страны, обусловливает также необходимость повышения роли государства в области законодательного закрепления экономико-правового регулирования процесса недропользования в направлении стимулирования привлечения инвестиций для воспроизводства запасов, проведения природоохранных мероприятий.
В области правового регулирования процесса недропользования, на наш взгляд, необходимо:
- ввести обязательные нормы отчисления капитальных вложений на геологоразведочные работы и усилить контроль государства за их исполнением;
- включить в лицензионные соглашения на разработку месторождений и проведение геолого-разведочных работ экологические нормативы, учитывающие специфику природной среды, а также технологические нормативы рационального режима извлечения углеводородов.
В области налогового регулирования целесообразно предоставить недропользователям, участвующим в программе, инвестиционную льготу до выхода на окупаемость с последующим переходом к полному налогообложению, что позволит повысить инвестиционную привлекательность таких программ.
Государство должно стать инициатором разработки программ рационального использования недр, гарантом стабильности условий их реализации, эффективным координатором выполнения мероприятий программы.
Литература
1. Основные итоги работы Федерального агентства по недропользованию в 2005 году и задачи на 2006 год в части углеводородного сырья и подземных вод. Доклад заместителя руководителя П.В. Садовника на заседании Коллегии Роснедра. — 23.06.2006. http://www.rosnedra.com/article/494.html
2. Нефти много не бывает — 04.09.2006. http://www.opec.ru/news_doc.asp?d_no=61468
3. Промышленность России. 2005. Стат. сб. М.: Госкомстат России, 2006.
4. Российский статистический ежегодник. 2006 г. Стат. сб. М.: Федеральная служба государственной статистики (Росстат), 2006.
5. Регионы России. Социально-экономические показатели. Стат. сб. М.: Федеральная служба государственной статистики (Росстат), 2007.
6. Воронин А. Государственное регулирование структурных преобразований в ТЭК в условиях глобализации мировой экономики // Экономист. 2003. № 10.
7. Недостоверные разведанные. Симоненко Р. «Интерфакс-АНИ», специально для «Ъ» http://www.duma.gov.ru/search/kmpage/80200027/press_club/kom_dobycha_nefty.htm.
8. Проблемы совершенствования законодательства в сфере недропользования. В.М. Тарасюк, заместитель Председателя Комитета Государственной Думы по природным ресурсам и природопользованию. http://www.duma.gov.ru/cnature/publiks/nedra/taras_nedra.htm
9. Конторович А.Э. Коржубаев А.Г. Нефть и газ в энергетической стратегии России // Энергетика предприятия: перспектива развития экономических отношений в условиях реформирования РАО «ЕЭС России». Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 2003.
10. Суслов Н.И., Чернышов А.А. Специализированная народнохозяйственная модель для исследования взаимосвязей экономики и энергетики // Совершенствование разработки планов развития отраслевых комплексов. Сб. науч. тр. Новосибирск: Наука, 1987.
11. Суслов Н.И. Анализ взаимодействий экономики и энергетики в период рыночных преобразований / Отв. ред. М.В. Лычагин, Л.Б. Меламед. Новосибирск: ИЭиОПП, 2002.
12. Алексеев А.М. Многоуровневые системы планирования промышленного производства / Отв. ред. Казакевич Д.М. Новосибирск: Наука, 1975.
13. Краснов О.С. Формирование стратегии подготовки и освоения минерально-сырьевой базы нефтегазодобывающей промышленности. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2000.
14. Пляскина Н.И. Учет динамики развития газодобывающего района при перспективном планировании отраслевых систем // Оптимизация перспективных планов развития отраслевых систем. Новосибирск, 1979.
15. Максимов Ю.И., Пляскина Н.И. Моделирование развития газового месторождения в составе ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции //Экономика и матем. методы. 1983. Т. XIX. Вып. 2.
16. Соколова Г.Е. Применение имитации при разработке группы газовых месторождений // Актуальные проблемы освоения топливно-энергетических ресурсов Сибири. Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН, 1985.
17. Пляскина Н.И. Комплексное освоение ресурсов как фактор повышения минерально-сырьевой безопасности (на примере углеводородных ресурсов полуострова Ямал) // Научно-технический и производственный журнал Маркшейдерия и недропользование. М.: ООО «Геомар СВ», 2004, № 1 (11).
18. Ward W.A., Deren B.J., Silva E.H.D. The Economics of Project Analysis. Analysis. A 28. Practitioner's Guide. EDI World Bank. Washington, 1983.
19. Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром» от 17.08.2001 г. М.: ОАО «Газпром», 2001.
20. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Вторая редакция. М.: Экономика, 2000.
21. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело, 2001. Российский статистический ежегодник. 2001. Стат. сб. М.: Госкомстат России. 2002.
22. Перспективное планирование Западно-Сибирского нефтегазового комплекса / Кулешов В.В., Пляскина Н.И., Харитонова В.Н. и др. Новосибирск: Наука, 1987.
23. Гимади Э.Х. О некоторых математических моделях и методах планирования крупномасштабных проектов //Модели и методы оптимизации. Тр. АН СССР СО. Институт математики. T. 10. Новосибирск: Наука, 1988.
24. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 года № 1234-р. М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 2003. http://www.minprom.gov.ru/docs/strateg/1
25. Актуальные проблемы газовой отрасли России. М.: Институт энергетической политики, 2006. www.energypolicy.ru/analit.php?id=1002386
26. Нефтяной комплекс России: стратегия инвестиционного развития. Часть I. Макроэкономические последствия роста цен на нефть для России. http://www.expert.ru/expert/special/oil/1-1.htm
27. Институт комплексных стратегических исследований. Архив семинаров «Стратегия развития». http://www.icss.ac.ru
28. Международный банк реконструкции и развития - МБРР (INTERNATIONAL BANK FOR RECONSTRUCTION AND DEVELOPMENT - IBRD). http://www.cofe.ru/finance/russian/12/42.htm
Рис. 3. Сетевой модуль освоения и разработки газового месторождения: (1,4) - подготовка территории, I оч.; (1,2) - геологоразведка, I оч.; (1,3) - инженерное обеспечение, I оч.; (4,5) - создание установки по переработке конденсата; (4,6) - УКПГ; (4,7) - нарастающая добыча; (4,8) - подготовка территории, II оч.; (2,8) - геологоразведка, II оч.; (3,8) - инженерное обеспечение, II оч.; (7,8) - естественная постоянная добыча; (8,9) - бурение дополнительных скважин; (9,10) - компрессорная добыча; (8,11) - внедрение инновационных технологий; (10,12) - падающая добыча. Примечание: здесь и далее в рисунках пунктирной линией отражены фиктивные работы
Рис. 4. Сетевой модуль создания производственной инфраструктуры промышленного узла: (1,2) - подготовка территории; (1,3) - базы геологоразведки; (3,4) - ремонтные предприятия, I оч.; (3,7) - базы МТС, I оч.; (3,10) - речные причалы, I оч.; (3,13) - пром. ж.д. транспорт, I оч.; (3,16) - аэропорт, I оч.; (3,19) - автодороги и ЛЭП, I оч.
Таблица 3
Сравнительная эффективность реализации сценариев программы по вариантам освоения Ямальского НГДР
Показатель Сценарии*
I (минимальный) II (максимальный) III (средний)
1а 1б 1в 2а 1а 1б 1в 2а 1а 1б 1в 2а
Годовой объем добычи (на конец периода) газа (включая попутный), млрд. куб. м нефти (включая конденсат), млн. т Инвестиции**, млрд. долл. Чистый дисконтированный доход***, млрд. долл. Внутренняя норма доходности, % Срок окупаемости, лет * Варианты финансирования: 1 — за счет средст( б — 23%; в — 30% полученного дохода при минимальн ** С учетом расходов на природоохранные меропр *** Коэффициент дисконтирования — 10%. 194,3 20,4 95,9 5,79 11,67 15,6 инвестор ом темпе иятия. 194,3 20,4 95,9 7,53 15,17 14,7 а; 2 — фин инфляции. 194,3 20,4 95,9 -8,66 0,00 29,1 ансировани 194,3 20,4 95,9 5,16 11,48 17,9 е 30% сто 251.5 36,3 123.6 9,10 0,35 14,8 имости п 251.5 36,3 123.6 1,02 15,05 13,8 оекта за 251.5 36,3 123.6 -5,51 0,00 28,5 чет креди 251.5 36,3 123.6 0,75 10,15 19,7 та. Вариа 225,5 30,3 107,0 12,31 16,98 13,5 нты налог 225,5 30,3 107,0 16,66 19,77 12,5 ообложет 225,5 30,3 107,0 -2,75 3,02 25,9 я прибыли 225,5 30.3 107,0 12.04 16,77 16.5 : а - 24%;
