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

Таблица 6.5 Результаты анализа чувствительности проекта при продаже газа на экспорт

6.8.2 Основные экономические показатели для оптимистичного варианта запасов Северо-Венинского месторождения (49,02 млрд. м3)

Таблица 6.6 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (без учета ГРР)

Ключевые условия займа:

·    На этапе ГРР иностранный партнер предоставляет займ в размере 49,8% от общей суммы затрат;

·        На сумму долга начисляются проценты по ставке LIBOR + 2,5%;

·        В случае коммерческого открытия ОАО «НК «Роснефть» возвращает иностранному партнеру займ, капитализированный с учетом процентов из своей доли в чистой прибыли;

·        Прибыль ОАО «НК «Роснефть» направляется на погашение долга с процентами до момента полного погашения.

Таблица 6.7 Результаты экономической оценки проекта с учетом обязательств по возврату займа партнеру по проекту (за период ГРР)

7. Задачи технико-экономического анализа. Варианты разработки месторождения

С целью выполнения технико-экономического анализа в данной работе рассмотрено Северо-Венинское газоконденсатное месторождение, открытое ООО «Венинефть» - оператором Венинского шельфового участка (проект «Сахалин-3») в 2009 году, и на сегодняшний день единственное на лицензионном блоке с подтвержденными промышленными запасами газа.

Одной из основных задач данного анализа являлось построение максимально точной оценки капитальных и эксплуатационных затрат, а также анализ вопросов маркетинга газа.

Для этих целей были использованы оценки и мнения независимых экспертов - крупнейших и авторитетных международных компаний, специализирующихся на оказании услуг при морском бурении (профиль эксплуатационной скважины, расчет нагрузок для буровой, стоимость бурения - Schlumberger (далее Шлюмберже), стоимость аренды буровой установки - Nabors (далее Нэйборс)), а также использованы данные других проектов с участием ОАО «НК «Роснефть».

В части обустройства и способа добычи газа и конденсата рассматривались разные варианты разработки месторождения: с берега, с платформы гравитационного типа и подводно-устьевым комплексом. Вариант применения подводно-устьевого комплекса оказался не применим для участков сахалинского шельфа с глубиной моря менее 35 метров по причине сложной ледовой обстановки.

Применение стационарной ледостойкой платформы гравитационного типа стоимостью более 1 млрд. долларов США существенно ухудшает экономические показатели проекта. С учетом того, что открытое месторождение расположено в 7-ми км от берега острова Сахалин был рассмотрен вариант разработки Северо-Венинского месторождения с применением наклонно-направленных скважин с берега с большим отходом по вертикали.

С учетом уже имеющегося на Сахалине опыта компаний Роснефть и Эксон по бурению подобных скважин, в том числе рекордных по своей протяженности (более 12000 м в рамках проекта «Сахалин-1»), данный вариант разработки и был принят в качестве основного.

Расчетный срок начала добычи газа по проекту - 2017 г. для варианта запасов 49,02 млрд. м3, либо ускоренный вариант добычи в 2015 году в рамках опытно-промышленной эксплуатации в варианте запасов 25,3 млрд. м3. Оба варианта реализуемы при условии получения лицензии на разведку и добычу УВ до конца 2013 года.

Базовый вариант развития проекта предполагает:

·  Строительство береговой буровой площадки на косе Пластун в 2013-2014 гг.;

·        Аренду берегового бурового комплекса начиная с 2014 г.;

·        Бурение в 2014-2015 гг. 3-х наклонно-направленных скважин с большим отходом от вертикали, длиной по стволу до 9 600 м;

·        Строительство в 2013-2015 гг. установки комплексной подготовки газа мощностью до 1,6 млрд. м3 газа в год;

·        Строительство в 2013-2015 гг. трубопровода неразделенной продукции через Ныйский залив;

·        Строительство в 2013-2015 гг. газопровода от УКПГ до Боатасино, с последующей врезкой в действующую трубопроводную систему.

7.1 Реализация добытой продукции. Маркетинг газа

В части проработки вопросов реализации добытой продукции наибольшую сложность представляет газовая ориентированность проекта.

С учетом законодательных ограничений, принятых в настоящий момент в России в части экспортных каналов продажи российского газа и невозможностью для ООО «Венинефть» осуществлять поставки газа на экспорт, в качестве основного рассматривается вариант реализации газа только на внутреннем рынке Далневосточного региона.

Однако в качестве гипотетического в данной работе рассмотрен и вариант поставки газа на экспорт (в случае соответствующего изменения существующего законодательного ограничения и допуска сторонних производителей газа к экспортным газотранспортным каналам).

Анализ вопросов маркетинга газа показывает, что небольшой объем годовой добычи газа по проекту может быть использован как преимущество проекта. Рассмотрены 2 варианта реализации газа:

·  На внутреннем рынке с использованием существующей инфраструктуры. Одним из потенциальных покупателей является Комсомольский НПЗ ОАО «НК «Роснефть», планы развития которого соответствуют срокам получения газа на Северо-Венинском месторождении;

·        На экспорт с использованием строящейся инфраструктуры ОАО «Газпром», при наличии потенциального покупателя с китайской стороны (является партнером ОАО «НК «Роснефть» по Венинскому проекту).

Однако: С учетом энергетической ситуации, сложившейся в результате техногенной катастрофы на японской атомной электростанции «Фукусима-1» в результате землетрясения и цунами, а также задач по обеспечению дополнительных объемов российского газа в ДВР, поставленных в этой связи Правительством РФ, возможен «политически стратегический» вариант ускорения освоения газа Северо-Венинского месторождения (как проекта наиболее близкого к стадии освоения на сахалинском шельфе кроме проектов СРП «Сахалин-1,2») с целью поставок газа на завод СПГ проекта «Сахалин-2» и последующим увеличением экспорта в Японию.

Данный вариант требует дополнительного детального рассмотрения, изучения и экономической оценки.

7.2 Экономические показатели эффективности проекта. Риски

Для пессимистичного варианта оценки запасов 25,3 млрд. м3 газа

Таблица 7.1 Без учета ранее понесеных затрат на ГРР

Таблица 7.2 С учетом ранее понесенных затрат на ГРР

С учетом принятой на корпоративном уровне ОАО «НК «Роснефть» единой ставки дисконтирования 20%, применимой для расчетов по всем новым проектам Холдинга, экономические показатели обоих вышеприведенных вариантов не соответствуют проходным критериям для принятия инвестиционного решения о дальнейшем освоении месторождения.