Материал: Экономическая оценка стратегии освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения Венинского лицензионного блока (проект Сахалин-3)

3.3.   Подход к оценке и учету затрат на геологоразведку

Одной из основных задач технико-экономических расчетов является оценка существующих перспектив разработки месторождений лицензионного участка с целью принятия дальнейших управленческих решений. С учетом результатов геологоразведочных работ, таких решений может быть два:

·  отказ от дальнейшей геологоразведки/ приостановка работ по проекту в виду отсутствия экономической эффективности проекта, или

·        принятие решения о перспективности месторождения для дальнейшей разведки и разработки.

В первом случае понесенные ранее затраты будут отнесены на убытки и не будут возмещены, во втором случае - решение повлечет за собой затраты на дополнительную геологоразведку и разработку. Подход к учету затрат на геологоразведку должен соответствовать задачам ТЭР - отображать последствия принятия любого из решений с позиции сегодняшнего дня.

Таким образом, в настоящих технико-экономических расчетах рассмотрены два подхода в отношении предшествующих затрат на геологоразведку.

) Понесенные затраты на геологоразведку не учитываются. Учитываются только будущие затраты на геологоразведку, связанные с принятием решения о продолжении геологоразведки и начале разработки.

) Понесенные затраты учитываются. Кроме того оценивается экономический эффект для ОАО «НК «Роснефть» с учетом необходимости возврата за счет добытой и реализованной продукции вложенных иностранным партнером средств на стадии ГРР (с соответственно начисленными процентами).

С учетом анализа конъюнктуры международного рынка морских буровых ресурсов и услуг, стоимость которых после кризиса 2008 года снизилась более чем на 25%, снизившейся стоимости сервисных работ, также снизившиеся расценки на используемые в морском бурении материалы и оборудование, затраты на поисковое бурение также снижены в среднем на 20% и составляют:

·         12 млн. долларов США в 2011 году;

·        127,9 млн. долларов США в 2012 году.

4.      Маркетинг газа

4.1.   Объем газа

В соответствии с предлагаемым планом разработки Северо-Венинского месторождения получение продукции в случае оптимистичного варианта оценки запасов предполагается до конца 2017 г., выход на полку добычи на второй год, величина полки - 1,6 млрд. м3/год, поддержание полки добычи в течение 20 лет.

В случае пессимистичного варианта оценки запасов может быть рассмотрен сценарий ускоренного начала добычи газа до конца 2015 г. в рамках опытно-промышленной эксплуатации с полкой добычи 0,980 млрд. м3/год, поддержание полки добычи в течение 16 лет.

Вопрос создания собственного газохимического комплекса не рассматривался для целей настоящей работы, ввиду недостаточных запасов газа. По существующим оценкам рентабельный проект газохимического комплекса мирового масштаба требует более 30 млрд. м3 газа в год.

4.2.   Программа газификации Дальнего Востока России (Программа ГДВР)

«Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (далее - Программа) разработана ОАО «Газпром» в период 2003-2007 гг. на основании Постановления Правительства РФ.

В Постановлении Правительства содержались следующие основополагающие принципы:

·  поставки газа на экспорт по единому экспортному каналу;

·        особое внимание удовлетворению спроса на внутреннем рынке и расширению Единой сети газоснабжения на восток;

·        формирование рынка природного газа на основе цен с учетом предложений/спроса и конкуренции с жидким топливом и углем.

Программа введена в действие в сентябре 2007 г. приказом Министерства энергетики РФ с назначением ОАО «Газпром» в качестве координатора по ее реализации.

Согласно Программе планируется начать экспорт газа по трубопроводу в Китай в 2015 году. При этом газ сахалинских месторождений считается одним из основных источников поставок для целей Программы.

4.3.   Транспортная инфраструктура на Дальнем Востоке России

4.3.1. Существующая газотранспортная инфраструктура

Рис. 4.1 Трубопроводная система в ДВР

Газопровод Боатасино - Комсомольск-на-Амуре:

·  собственник: ОАО «НК «Роснефть»;

·        производительность: 1,5 млрд. м3, предусмотрено строительство двух компрессорных станций и увеличение производительности до 4,5 млрд. м3;

·        протяженность: 556,9 км;

·        диаметр: 720 мм;

·        рабочее давление 7,5 МПа.

Т/п Дальтрансгаза (Комсомольск-Хабаровск) и т/п проекта «Сахалин-2» (Лунское - СПГ) имеет закрытую для внешних поставщиков схему работы, в связи с чем не рассматриваются для целей маркетинга.

4.3.2. Проект развития газотранспортной инфраструктуры

Согласно Программе газификации ДВР ОАО «Газпром» в августе 2009 г. приступил к строительству газопровода Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток:

·        проектируемая пропускная способность до ≈ 35 млрд./м3;

·        завершение строительства первой очереди в 2011 г., окончание строительства в 2016 г.;

·        заполнение газопровода планируется газом проектов «Сахалин-1», «Сахалин-2», «Сахалин-3».

4.4.   Оценка внутреннего рынка России

В настоящее время поставки газа в промышленных объемах осуществляются только в Хабаровский край и на север о. Сахалин за счет газа проекта «Сахалин-1» и ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Для целей настоящего ТЭР проведен анализ вариантов поставок газа потребителям на внутреннем рынке России.

Программой газификации ДВР предусмотрено три варианта развития спроса на внутреннем рынке в зависимости от роста валового регионального продукта (ВРП): базовый, целевой, интенсивный. Предусмотрена поставка газа сахалинских месторождений для удовлетворения спроса в южной зоне ДВР.

Согласно базовому варианту развития спроса в Программе газификации ДВР потребность в газе для газификации Приморского края (без газохимических производств) предполагается 1,5 млрд. м3/год к 2015 году и последующий рост.

Таблица 4.1 Оценка спроса на газ в южной части ДВР (базовый пессимистичный вариант)

Таким образом, можно с уверенностью говорить о наличии спроса на газ и готовность транспортной инфраструктуры доставки газа с о. Сахалин до потребителя в Хабаровском и Приморском краях к началу добычи с Северо-Венинского месторождения.

Также при реализации газа на внутреннем рынке существует частный вариант продажи газа на Комсомольский нефтеперерабатывающий завод (Комсомольский НПЗ), принадлежащий ОАО «НК «Роснефть».

Завод расположен в г.Комсомольск-на-Амуре Хабаровского края. Потребность в газе ООО «РН-Комсомольский НПЗ» к 2015 году составит 1,13 млрд. м3/год с учетом ввода в эксплуатацию новых комплексов (гидрокрекинга и производства полимеров). И в дальнейшем изменение потребности в газе для производственных нужд не прогнозируется.

Таблица 4.2 Оценка потребности в газе на Комсомольском НПЗ

Возможное начало добычи газа Северо-Венинского месторождения проекта «Сахалин-3» (от 1,0 до 1,6 млрд. м3/год с 2015-2017 гг.) по срокам и объемам соответствует росту спроса на газ Комсомольского НПЗ, что создает возможность для синхронизации проектов строительства/реконструкции Комсомольского НПЗ и освоения Северо-Венинского месторождения.

Поставка газа Северо-Венинского месторождения на Комсомольский НПЗ планируется по существующему газопроводу ОАО «НК «Роснефть»: Боатасино - Комсомольск-на-Амуре, что позволяет не учитывать использование сторонней инфраструктуры.

С учетом вышесказанного, можно утверждать о наличии спроса на газ в ДВР не только у сторонних потребителей, но и в том числе на дочерних предприятиях ОАО «НК «Роснефть». Существующая и строящаяся газотранспортная инфраструктура позволяет планировать доставку газа потребителю с использованием стороннего газопровода, или по трубопроводу ОАО «НК «Роснефть» на Комсомольский НПЗ. Во втором случае нет необходимости взаимодействия с ОАО «Газпром».

Для целей экономической оценки поставка газа на внутренний рынок рассматривается как продажа на Комсомольский НПЗ, с учетом тарифа на использование газопровода Боатасино - Комсомольск-на-Амуре.

4.5.   Оценка экспорта в КНР

На текущий момент решением Правительства РФ возможности поставок газа на экспорт для независимых производителей ограничены, за исключением ОАО «Газпром», являющегося единственным уполномоченным экспортером российского газа. Таким образом, на данный момент непосредственная продажа газа с Северо-Венинского месторождения зарубежным потребителям не возможна. Для указанных целей газ может быть продан на договорных условиях ОАО «Газпром». Однако, с учетом активного обсуждения на уровне отраслевых министерств и ведомств возможностей открытия доступа независимых производителей к экспортным газотранспортным системам ОАО «Газпром», к началу добычи газа Северо-Венинского месторождения вполне возможно ожидать внесения изменений в законодательные акты РФ, регулирующие вопросы экспорта газа. Поэтому вариант непосредственных поставок газа с Северо-Венинского месторождения на экспорт может рассматриваться как потенциально возможный.

Программой газификации ДВР предусмотрена поставка газа на экспорт в страны АТР по единому экспортному каналу ОАО «Газпром». Газ сахалинских месторождений считается одним из основных источников поставок для целей Программы.

Строящийся ОАО «Газпром» с августа 2009 г. газопровод Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток имеет проектируемую мощность более 30 млрд. м3/год. К 2020 году дополнительный экспортный потенциал Сахалинского шельфа превысит 10 млрд. м3/год при условии удовлетворения спроса на внутреннем рынке. С учетом проектной пропускной способности строящегося газопровода начиная с 2015-2016 гг. весь добываемый сахалинский газ может быть востребован для целей его заполнения.

Таким образом, можно утверждать, что формирование экспортных поставок газа с сахалинских месторождений по газопроводу Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток произойдет к началу добычи газа Северо-Венинского месторождения.

Для ОАО «Газпром» добавление новых объемов газа для перекачки по трубопроводу увеличивает эффективность эксплуатации транспортной инфраструктуры, а поставщикам позволяет получать экономическую выгоду за счет эффекта масштаба.

Учитывая то, что китайская государственная корпорация «Синопек» является партнером ОАО «НК «Роснефть» в рамках Венинского проекта, можно предположить гарантированный контракт на покупку газа рассматриваемого проекта на границе.

С учетом вышесказанного, для целей настоящей экономической оценки рассмотрены продажи газа на экспорт в Китай с использованием трубопровода ОАО «Газпром». От УКПГ до Боатасино предполагается строительство собственного газопровода, а в Боатасино - врезка в газопровод ОАО «Газпром».

При анализе варианта продажи газа на экспорт в КНР принято, что весь газ будет реализовываться непосредственно с УКПГ, и цена продажи газа уменьшена на экспортную пошлину и тариф на транспортировку газа.

4.6.   Прогноз цен на газ

4.6.1. Внутренний рынок России

В настоящий момент цена на газ в ДВР формируется стихийно и носит договорной характер между независимыми продавцом и потребителем.

Правительством РФ осуществляется регулирование ценообразования на газ только в отношении производителей - владельцев и операторов магистральных газопроводов. На территории Сахалинской области на данный момент (кроме строящихся объектов ОАО «Газпром») единственным таким производителем и владельцем магистрального газопровода, поставляющего газ в Хабаровский край, является ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Приказом Федеральной службы по тарифам от 16 октября 2010 г. «Об оптовых ценах на газ, добываемый ОАО «НК «Роснефть» и реализуемый потребителям Сахалинской области и Хабаровского края, и тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для независимых организаций» установлены следующие тарифы на газ:

·  Для поставок независимым организациям на территории Сахалинской области - 1429 руб. за 1000 м3 (без НДС);

·        Для поставок независимым организациям на территории Хабаровского края - 1845 руб. за 1000 м3 (без НДС).

Кроме поставок газа от ОАО «НК «Роснефть» сегодня также осуществляется поставка раннего (попутного) газа в Хабаровский край в рамках проекта «Сахалин-1» (режим СРП) по собственному газопроводу. Однако цена газа для этих поставок регулируется специальным соглашением Правительства РФ и регулирует только взаимоотношения Оператора проекта «Сахалин-1» и ОАО «Хабаровсккрайгаз».

Для оценки варианта продажи газа на внутреннем рынке взят прогноз роста цен на газ на внутреннем рынке, выпущенный МЭРТ России в сентябре 2009 г. Согласно планам Правительства РФ цены на газ будут расти следующим образом: на Сахалине

Таблица 4.3

Изменение цены газа для внутреннего рынка (по отчету МЭРТ)

Вышеуказанный прогноз цен на газ и цена, установленная ФСТ России для газа, поставляемого ОАО «НК «Роснефть» с о.Сахалин, является пессимистичным сценарием развития. Данная цена является минимальным официально установленным ценовым ориентиром для реализации газа Северо-Венинского месторождения. Так как Оператор Проекта - ООО «Венинефть» фактически будет являться независимым производителем газа на сахалинском шельфе, и при этом не является владельцем магистральных газопроводов, то цена на газ Северо-Венинского месторождения будет носить договорной характер с конечным потребителем с оплатой стоимости транспортировки газа по магистральному газопроводу.

Фактически основываясь на практике продажи газа на внутреннем рынке (в Хабаровский край) проектом «Сахалин-1», цена продажи газа может быть улучшена в переговорном процессе. Так, например, Комсомольский НПЗ закупает недостающие объемы газа для технологических нужд у ОАО «Хабаровсккрайгаз» по цене 107 долл. США за 1000 м3, что значительно превышает цену ФСТ.

Однако для целей настоящей экономической оценки в качестве основного рассмотрен пессимистический прогноз роста цен на газ - регулируемая цена 2011 года, установленная ФСТ России и индексированная по показателям МЭРТ.

Для варианта поставки газа на внутренний рынок рассматривается тариф на использование газопровода Боатасино - Комсомольск-на-Амуре. На 2011 год для ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» указанный тариф установлен ФСТ России и составляет 342 руб. за 1000 м3 газа (без НДС).

4.6.2. Становление цен на газ в ДВР

Становление цен на газ в ДВР предполагается в две отдельных стадии:

Первая стадия: 2012-2020 гг. Начиная с 2014 года цены на газ начнут расти в соответствии с реальными условиями рынка. Правительство Российской Федерации внедряет «план либерализации газа», направленный на создание за десятилетний срок паритета между ценами на газ в ДВР и в западной части России.