Направления использования ресурсов техногенных месторождений на примере низконапорного газа

В рамках модели месторождения отмечено, что капитальные затраты на разведку и освоение новых месторождений велики и составляют более 6,5 млрд. руб. Несмотря на то, что исследуемое месторождение расположено на территории ЯНАО в тяжелых климатических условиях, оно обладало колоссальными запасами и значительным сроком добычи. Стоит отметить, что основными потенциальными участками разведки и добычи являются месторождения шельфа и также удаленные участки ЯНАО, для разведки и освоения которых понадобятся большие капитальные вложения в виду необходимости привлечения новых технологий и существующих высоких рисков освоения месторождения. Кроме того, остаточные запасы низконапорного газа исследуемого месторождения (606 млрд. куб. м.) равноценны по объемам потенциальным запасам новых месторождений природного газа.

Основываясь на выводах, достигнутых главы 2 данной работы, о том, что, добывающая компания ВИНК либо представитель малого или среднего бизнеса готов разрабатывать техногенное месторождение, а локальный рынок готов предоставить спрос на продукцию исследуемого техногенного месторождения, рассмотрим и проведем анализ основных потенциальных направлений использования низконапорного газа в ЯНАО:

- компримирование ННГ и дальнейшая транспортировка по системе газопроводов;

- использование для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии;

- малотоннажные СПГ и производство метанола.

3.2 Определение цены «net-back»

В целях проведения дальнейшей оценки определим цену газа «net-back» или цену на устье скважины.

Отметим, что месторождение обладает всей необходимой газотранспортной инфраструктурой: малыми газопроводами со врезкой в магистральный газопровод. В случае, если присоединения к магистральному газопроводу нет, помимо затрат на обустройство внутренней сети газопроводов, необходимо внести плату согласно тарифу на технологическое присоединение, ставка которого варьируется в зависимости от субъекта РФ.

В виду того, что ОАО «Газпром» является вертикально интегрированной компанией, которая перераспределяет прибыль, тарифы, затраты и т.д. внутри холдинга с учетом потребности структур, и в данном случае определение усредненных затрат на транспортировку внутри холдинга не является объективным, расчет цены газа netback будет определятся на основе ставок, определенных для независимых поставщиков газа. Кроме того, как упоминалось в работе, на стадии добычи ННГ приоритетно привлечение узкоспециализированных компаний - представителей среднего и малого бизнеса. К независимым поставщикам газа применяется методика дифференцированного образования тарифа, в соответствии с которой ставка складывается из двух частей: первая -- плата за работу по перемещению 1 тыс. куб. м газа на 100 км, вторая -- плата за пользование магистральными газопроводами, в рублях за 1 тыс. куб. м определяется в зависимости от места входа газа в газотранспортную систему и выхода из нее.

По данным ФСТ: средний уровень тарифов на услуги ОАО «Газпром» для независимых организаций по транспортировке (перемещению) газа по магистральным газопроводам составит в сопоставимых условиях:

63,93 руб./1000м3*100 км - средний тариф на услуги по транспортировке газа на внутренний рынок и в государства-участники соглашения о Таможенном союзе;

70,80 руб./1000м3*100 км - средний тариф на услуги по транспортировке газа за пределы Таможенного союза (на экспорт).

Плата за пользование магистральными газопроводами, в рублях за 1 тыс. куб. м:

- в пределах территории Российской Федерации и государств - участников соглашений о Таможенном союзе в размере 12,79 руб. за 1000 куб. м газа на 100 км (без НДС);

- за пределами территории Российской Федерации и государств - участников соглашений о Таможенном союзе в размере 14,16 руб. за 1000 куб. м газа на 100 км (без НДС).[10]

По данным ОАО «Газпром» в 2014 году средняя цена реализации газа (за вычетом НДС, акциза и таможенных пошлин) на границе составляет 9680,1 руб. за 1 000 куб. м. [47]

В соответствии с данными модели в 2014 было добыто и транспортировано 14,5 млрд. куб. м. В данных расчетах протяженность транспортировки составляет 5078 км и газ транспортируется с ЯНАО до границы со Словакией. Для расчета цены «net-back» воспользуемся формулой:

Цена «net-back» = цена продажи на границе (за вычетом НДС, акциза и таможенных пошлин) - расходы на транспортировку продукции (тариф на транспортировку + тариф за пользование магистральным газопроводом) * расстояние транспортировки.

Таким образом цена газа netback для исследуемого газового месторождения ЯНАОсоставляет 5784, 25 руб. за 1000 м 3.

Компримирование низконапорного газа и дальнейшая транспортировка по системе газопроводов.

В целях последовательного ступенчатого увеличения давления газа на месторождениях устанавливается газоперерабатывающие агрегаты, связанные с системой газопроводов. Подобные установки используются на месторождениях:

НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз - компрессоры с газопоршневым приводом мощностью 1,2 МВт;

Саратовский НПЗ - 2 компрессора мощностью 1 МВт;

ЛУКОЙЛ-Коми - 4 компрессора для сбора и транспортировки попутного нефтяного газа;

РН-Сахалинморнефтегаз - 6 компрессоров для сбора и транспортировки попутного нефтяного газа.

В рамках исследования, учитывая значительное число пробуренных скважин, а также падающие объемы добычи (после 2020 года потенциальные объемы добычи составят 11 млрд. куб. м.) на месторождении используется 3 компрессора мощностью1 МВт. Используя примерную формулу расчета стоимости установки Ц (уст) = 700$*М, где М - это мощность установки в КВт, получаем, что каждая установка обойдется примерно в 70 000$ или в 35 млн. руб. Затраты на монтаж оборудования составляют 15-20 % от стоимости оборудования, включая услуги технического надзора, пуско-наладочных работ, а также ввод в эксплуатацию. Таким образом, совокупные затраты на покупку, установку и ввод в эксплуатацию оборудования составляет 126 млн. руб. [42]

Несмотря на снижение объемов традиционного газа, установка оборудования позволит добывать ННГ, таким образом, общий объем добываемого ресурса увеличится (предположим до 18 млрд. куб.м. = 10 млрд. куб.м. традиционного газа и 8 мрд. куб.м. компримированного низконапорного газа).

При использовании в модели нормы амортизации для аналогичного оборудования 10%, компрессорные станции полностью амортизируются в течение 10 лет эксплуатации. При неизменных прочих равных условий (эксплуатационные затраты, ставки налоговых выплат) предполагаемая величина денежного потока составит при реализации газа на внутреннем рынке 45,7 млрд. руб. с учетом понесенных капитальных затрат и амортизации в первом году эксплуатации. В случае реализации газа на границы величина денежного потока увеличится в 1,5 раза в виду роста стоимости ресурса.

Использование низконапорного газа для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии.

В данной части работы рассмотрим направление использования низконапорного газа для обеспечения энергией и теплом добывающего комплекса. Применение ННГ при данном варианте заключается в том, что генерирующие мощности устанавливаются вблизи кустов скважин. Для проведения оценки целесообразности использования ННГ по данному направлению рассмотрим закупочную стоимость электроэнергии для ОАО «Газпром» на территории ЯНАО и стоимость электроэнергии при использовании ННГ.

Для расчета закупочной цены э/э для ОАО «Газпром» на данном месторождении произведем следующие расчеты:

ОАО «Газпром» является крупным потребителем электроэнергии, как любой крупный потребитель э/э у сбытовой компании ООО «Нижневартовская энергосбытовая компания» (далее ООО «НЭСКО»), которая, в свою очередь, закупает э/э на оптовом рынке.

Месторождение находится в ЯНАО и относится ко второй ценовой зоне, уровень напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети допускаем рассматривать на среднем втором напряжении: (СН-2) 20-1 кВ.

Однако в целом логика расчета цены на электроэнергию для предприятий и индивидуальных предпринимателей одинакова для всех ценовых категорий электроэнергии, и рассчитывается как сумма следующих составляющих:

- цена приобретения электрической энергии с оптового рынка, которая ежемесячно рассчитывается и публикуется на своем сайте ОАО «Администратор торговой системы» (организация, координирующая работу оптового рынка электроэнергии). Составляющие предельных уровней нерегулируемых цен в октябре 2014 года для ООО «НЭСКО» (г.Нижневартовск») представляет собой данные:

- средневзвешенная нерегулируемая цена на электрическую энергию на оптовом рынке, определяемая по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед и конкурентного отбора заявок для балансирования системы - 942,38 руб/МВтч;

- средневзвешенная нерегулируемая цена на мощность на оптовом рынке - 374455,07 руб/МВт

- цена приобретения э/э в октябре 2014 года варьируется около величины, рассчитываемой по формуле:

или , следовательно Цэ(м)= 1512,32 руб. МВт/ч.Себестоимость 1 м 3 газа и средняя экспортная цена находятся приблизительно на уровне 2014 года [50]

- тариф за услуги по передаче электроэнергии (в случае заключения потребителем договора энергоснабжения). Это так называемая «стоимость доставки» электроэнергии от производителя до потребителя. Эта плата рассчитывается и устанавливается местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (в данном случае, Региональная энергетическая комиссия Тюменской области, ЯНАО и ХМАО) и публикуется на ее официальном сайте. Тариф за услуги по передачи э/э в Тюменской области, ЯНАО и ХМАО для диапазона напряжения СН-2 во втором квартале составил - 1,78100 в руб./кВт.ч по одноставочному тарифу.

- сбытовая надбавка гарантирующего поставщика. Это плата организации, которая для потребителя покупает электроэнергию на оптовом рынке. Эта плата рассчитывается и устанавливается местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (Региональная энергетическая комиссия) и публикуется на ее официальном сайте. Тарифная группа «прочие потребители» у поставщика во втором полугодии составила СН не менее 10 МВт = ДП * Крег * Цэ(м), составила СН не менее 10 МВт =6,93 %*1*1512,33 руб. МВт/ч.= 1048,04 руб. МВт/ч

- - j-ый вид цены на электрическую энергию и (или) мощность k-го ГП, руб./кВт·ч или руб./кВт, указанный в п. 16 Методических указаний по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденных приказом ФСТ России от 30.10.2012 № 703-э (зарегистрировано в Минюсте России 29.11.2012, регистрационный № 25975);

- ДПi.k_-_доходность продаж, определяемая в соответствии с Методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденными приказом ФСТ России от 30.10.2012 № 703-э (зарегистрировано в Минюсте России 29.11.2012, регистрационный № 25975).

- - коэффициент параметров деятельности ГП, определяемый в соответствии с Методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и размера доходности продаж гарантирующих поставщиков, утвержденными приказом ФСТ России от 30.10.2012 № 703-э (зарегистрировано в Минюсте России 29.11.2012, регистрационный № 25975),

ДП (во втором полугодии) = 6,93 %

Крег (во втором полугодии) = 1,00.

- плата за услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса снабжения электроэнергии. В ее состав входят плата ОАО «СО ЕЭС» (отвечает за надежность) и плата ОАО «Администратор торговой системы. Плата за эти услуги рассчитывается и устанавливается Федеральной службой по тарифам (ФСТ РФ) и публикуется на ее официальном сайте. В ноябре составили 2,76 руб. МВт/ч.

- плата за услуги ЗАО «ЦФР» (координирует расчеты на оптовом рынке электроэнергии между производителями и покупателями электроэнергии). Плата за эти услуги рассчитывается и устанавливается Федеральной службой по тарифам (ФСТ РФ) и публикуется на ее официальном сайте (www.fstrf.ru). Равен 0,282 руб/МВт. ч. [51]

Потенциально, на месторождении потребляемая мощность составляет около 20 МВт. Потребление электроэнергии на месторождении - это сравнительно постоянный процесс без явных периодов пиковых нагрузок, следовательно, при 90% загрузки, месторождение потребляет электроэнергии около 157788 МВт/ч год.Стоимость закупаемой э/э у ООО «НЭСКО» составляет 4344,41 руб. МВт/ч, общая стоимость потребляемой электроэнергии примерно составляет 685 495 974,96 руб. за год.

Для выработки аналогичной мощности 20 МВт, потенциально может использоваться установка компании Pratt&Whitney Power Systems Inc (FT8-2 POWERPAC)с номинальной мощностью равной 20 МВт.

Расход топлива можно посчитать зная КПД установки (любой) и низшую рабочую теплоту сгорания топлива. B=(N*3600)/(Qрн*КПД),

Где N - мощность установки

Qрн - низшая рабочая теплота сгорания топлива

КПД - коэффициент полезного действия установки.

Предположим, что месторождение работает при условиях ISO: держится температура +15°, атмосферное давление 0.1013 МПа и влажность 60%, а ГТУ наполняется не «жирным» газом, тогда КПД установки приблизительно равен 37,9%.

Qрн условного топлива = 33 МДж/мі,

В = 6980 мі/ч

При том, что ГТУ работает в среднем 30,5 дней или 732 часа (30,5*24), то для обеспечения работы данной ГТУ в месяц понадобится 4 213 960,18 м. 3 газа или 50 567 522,19 м. 3 в год.

При цене net back равной 5784,25 руб. за 1000 м. 3 стоимость загруженного газа для работы ГТУ составит 292 495 615 руб.

Стоит отметить, что расчет производится при условии открытого цикла, то есть котел-утилизатор (КУ) отсутствует. При наличии КУ эффективность ГТУ возрастает. Кроме того, при снижении температуры внешней среды КПД будет расти, также увеличивается мощность, которую можно снять с газовой турбины. Следовательно, при северных условиях, в которых находится месторождение, КПД и «снимаемая» мощность будет выше, чем 20 МВт в месяц, что учитывает необходимость наличия резервов на ремонт.

Кроме того, необходимо учесть стоимость компримированной установки, в ввиду того, что ГТУ работает на газе нормального давления. Используя вышеуказанные данные, стоимость одной единицы оборудования с учетом затрат на установку, ПНР и ввод в эксплуатацию 42 000 000 руб. Также существуют отрицательные и положительные факторы использования собственной генерации.

Таблица 6. Положительные и отрицательные стороны использования газа, как ресурса для генерации э/э для собственных нужд.

Положительные	Отрицательные
Предсказуемость затрат на энергоснабжение	Законодательные трудности при установке собственной генерации (техническое регулирование, лицензии, разрешений)
Снижение финансовых рисков и затрат	Дополнительные капитальные затраты при установке генерирующего оборудования
Снижение вероятности сбоев в поставке э/э и повышение надежности энергоснабжения	Жесткие требование к оборудованию (установка, обслуживание)
Снижение потери в сетях при длительных передачах энергии	Необходимость наличия квалифицированного персонала для обслуживания оборудования, снятия показаний и предоставления информации в государственные органы
Самостоятельное регулирование поставки э/э и потребления	Отрицательное отношение сетевых и генерирующих компаний, ОИВ, СО

Источник: расчеты автора.



Таким образом, компримированный ННГ, используемый как топливо для ГТУ и выработки электроэнергии, дешевле приобретаемой электроэнергии у сбытовой компании ООО «НЭСКО» в 2 раза или на 351 млн. руб. ежегодно.

Малотоннажные СПГ и производство метанола.

МалотоннажноеСПГ становится популярным направлением в России. В 2014 году руководство ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» получил премию за работу «Разработка и внедрение энергоэффективной энергосберегающей технологии малотоннажного производства СПГ и технологического оборудования для ее реализации». В рамках данного проекта введен в эксплуатацию комплекс по производству СПГ производительностью 72 тонны в сутки, а также созданы передвижные и стационарные автозаправочные комплексы и автономные беструбопроводные системы газификации ЖКХ. [38]

По оценкам специалистов стоимость одного куб.м. СПГ, учитывая затраты на установку оборудования, транспортировку баллонов СПГ, а также затраты на разгазификацию, в пять-шесть раз выше стоимости кубометра традиционного газа. Таким образом стоимость одного куб.м. СПГ составляет примерно 28921 руб. за тыс. куб.м. СПГ, следовательно, стоимость инфраструктуры, баллонов, разгазификация 1000 куб. м. составляет 23 000 руб.

Строительство газопровода в соответствии с построенной в работе моделью обходится в 757 млн. руб. По расчетам специалистов, поселок на 1000 домов в год потребляет около 5 млн м3 газа. Следовательно, примерная себестоимость газификации населенного пункта с учетом технологии СПГ и сопутствующих объектов инфраструктуры: разводящие сети на месте, установка регазификатор и транспортировка емкостей с необходимым потребителю объемом топлива составит примерно 115 685 000 руб., что на 85 % дешевле строительства газопровода и подключения домохозяйств к нему.

Помимо домохозяйств СПГ используется в качестве моторного топлива. По данным ОАО «Газпром трансгаз Томск» метан является перспективным направлением в использовании ресурса как топлива для заправки автомобилей, спецтехники, автобусов, сельскохозяйственной техники. Использование метана в качестве топлива на 100 % исключает вероятность слива топлива, что способствует экономии денежных средств на 20 - 30 %. [18] Стоит отметить, что в структуре затрат на транспорт 35 % составляют затраты на топливо. Основными затратами по направлению использования метана на автотранспорте является установка газобаллонного оборудования, которые включают в себя затраты на: подкапотное оборудование и комплектующие, баллоны, монтаж. В соответствии с оценкой затрат на топливо на двух видах транспорта продемонстрировал, что экономия средств при использовании метана в качестве топлива по отношению к бензину составляет 63 %, не учитывая экономию от устранения случаев слива топлива. Кроме того, затраты на установку газобаллонного оборудования окупаются в течение 3,7 месяцев (Таблица 6).

Таблица 7: Сравнение затрат топливо бензин/ пропан/ метан.

Автомобиль	Вид топлива	Расход топлива на 100 км. пробега	Стоимость суточного пробега 250 км. руб.В расчете принято 28 смен в месяц	Затраты на топливо за месяц, руб.	Экономия на разнице в стоимости топлива, руб./мес.	Стои-мость ГБО	Срок окупае-мости ГБО, мес.	Доп. доход в абсолют-ных значениях за 5 лет, млн. руб.
ЗиЛ-43362 поливо-моечный	Бензин (32,90 руб.)Цены на топливо указаны в соответствии с данными с сайта http://www.benzin-price.ru/price.php?region_id=77	90	7402,5	207270	-	-	-
	Пропан (18 руб.)	99	4455	124740	82530	70000	1,0	4,9
	Метан (15 руб.)	72	2700	75600	131670	492500	3,7	7,4
ПАЗ 3205	Бензин (32,90 руб.)	35	2878,75	80605	-	-	-
	Пропан (18 руб.)	38,5	1732,5	48510	32095	70000	2,2	1,8
	Метан (15 руб.)	28	1050	29400	51205	397500	7,8	2,6

Источник: расчеты автора.

Однако при использовании СПГ как для нужд домохозяйств, так и в качестве топлива, существует ряд проблемных вопросов:

обеспечение поставок СПГ до потребителя. Для поставок СПГ потребителю необходима развитая транспортная инфраструктура, которая ЯНАО практически отсутствует, однако, использование СПГ для домохозяйств в виду удаленности населённых пунктов является актуальным направлением;

обеспечение высокого качества продукта и усовершенствование технологии производства СПГ;

развитие технологии хранения и газификации на борту транспортных средств;

разработка технологий, позволяющих снизить стоимости ГБО.

Таким образом, малотоннажное СПГ является актуальным и приоритетным направлением использования ННГ, однако, технология нуждается в доработке, прежде чем она станет массово доступной для конечного потребителя.

Выводы

В третьей главе магистерской диссертации построена модель газового месторождения, проведена оценка капитальных, эксплуатационных затрат, а также проведена оценка налоговых и амортизационных отчислений. В рамках построения модели были получены выводы о том, что разведка и освоение месторождения является капиталоемким процессом с высокой степенью риска. объема капитальных затрат. Приоритет в России по освоению углеводородных ресурсов получают крупные вертикально интегрированные компании. На первом и втором этапах освоения месторождения ВИНКи формируют полноценную производственную цепочку, которая включает в себя технологии и объекты производства от добычи до сбыта продукции конечному потребителю, а также получают сверхвысокие прибыли за счет эффекта масштаба.Добывающая компания несет основные затраты по капитальным вложениям первые 6 лет освоения месторождения, причем 39,6 % от общего объема затрат - это вложение в бурение скважин. Наибольшую долю в затратах второго и третьего этапов составляют налоги, которые включают в себя налог на прибыль, налог на землю, НДПИ, налог на имущество и ЕСН, причем объем налоговых отчислений составляют 97 % всех затрат, понесенных на втором и третьем этапах. В рамках оценки эксплуатационных затрат наиболее значимыми являются затраты на обслуживание и обеспечение работы ДКС (40 %), а также затраты по ФОТ, который составляет 25 %.

Однако на этапе активно падающей добычи актуальным является привлечение компаний - представителей малого и среднего бизнеса, в виду того, что они более заинтересованы в привлечение НИОКР, минимизации текущих затрат и максимизации прибыли. На этапе падающей добычи добывающая компания оказывается перед выбором дальнейшего пути использования ресурса. Обоснование освоение техногенного месторождения заключается в наличии технологии и спроса на локальных рынках. В виду чего, в данной части работы были рассмотрены основные потенциальные направления использования низконапорного газа:

- компримирование ННГ и дальнейшая транспортировка по системе газопроводов;

- использование для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии;

- малотоннажные СПГ и производство метанола.

В рамках расчета была выявлено, что цена газа net back для исследуемого газового месторождения ЯНАО составляет 5784, 25 руб. за 1000 м 3.

Оценка затрат по установке 3 компрессоров мощностью 1 МВт для компримирования газа, включая совокупные затраты на покупку, установку и ввод в эксплуатацию оборудования, составляют 126 млн. руб. Установка оборудования позволит увеличить объемы добываемого ННГ, несмотря на снижение запасов традиционного ресурса. При неизменных прочих равных условий (эксплуатационные затраты, ставки налоговых выплат) предполагаемая величина денежного потока составит при реализации газа на внутреннем рынке 45,7 млрд. руб. с учетом понесенных капитальных затрат и амортизации в первом году эксплуатации.

Использование низконапорного газа для собственных нужд для выработки электро- и тепловой энергии позволит экономить добывающей компании 351 млн. руб. в год при условии понесенных затрат на установку оборудования для компримирования. Кроме того, использование собственной генерации несет в себе как положительные, так и отрицательные эффекты: предсказуемость затрат на энергоснабжение, самостоятельное регулирование поставки э/э и потребления, законодательные трудности при установке собственной генерации (техническое регулирование, лицензии, разрешений) и необходимость технического обслуживания установки.

Третье направление использования ННГ, рассмотренное в данной части работы, является малотоннажное производство СПГ. В рамках технологии малотоннажного СПГ низконапорный газ можно использовать в нескольких направлениях. Наиболее востребованные методы применения - это газификация домохозяйств и топливо для транспорта. В случае использования ННГ в целях газификации населенного пункта стоимость технологии СПГ и сопутствующих объектов инфраструктуры: разводящие сети на месте, установка регазификатор и транспортировка емкостей с необходимым потребителю объемом топлива составит примерно 115 685 000 руб., что на 85 % дешевле строительства газопровода и подключения домохозяйств к нему. При использовании низконапорного газа в случае топлива для автотранспорта стоимость затрат на топливо сократиться на 63 % по отношению к затратам на бензин. Кроме того, использование СПГ на транспорте исключает вероятность слива топлива, что позволяет экономить транспортным компаниям от 20-30 % от затрат на топливо.

Таким образом, использование ННГ по трем исследуемым направлениям является актуальным и прибыльным для компаний, однако, технологии нуждаются в доработке, прежде чем они станут массово доступными для конечного потребителя.

Заключение

Целью настоящей работы является оценка условий и выявление рамок эффективного освоения энергетических ресурсов техногенного происхождения (на примере низконапорного газа).

Актуальность темы обусловлена увеличением роли и значения месторождений (залежей, объектов) "техногенного" типа. Т.е. таких объектов, которые в значительной степени сформированы не только под воздействием природных сил и процессов, но и условий и динамики хозяйственного освоения в предыдущие годы. Техногенные объекты уже в настоящее время обеспечивают значительную добычу многих полиметаллических и драгоценных металлов и минералов. В рамках сложившихся условий многим странам, в том числе и России, с ростом числа техногенных месторождений требуется найти не только иные технологические решения, но и иные экономические и организационные рамки.

Основные результаты выполненных в работе исследований по освоению низконапорного газа заключаются в следующих пунктах.

Проведена оценка роли техногенных месторождений в современной экономике. Выявлена значимость техногенных месторождений в минерально-сырьевом секторе ведущих индустриальных стран мира и России, в частности. Кроме того, потенциал залежей низконапорного газа оценивается специалистами на уровне 5 трлн. м3 к 2030 году и является колоссальным источником углеводородного ресурса. Однако анализ мировой и отечественной практики показал, что технологические месторождения значительно отличаются по морфологическому признаку, составу, возможным областям использования добытого ресурса от первоначальных (традиционных) объектов добычи и освоения минерально-сырьевых ресурсов.

Проанализированы рамки условий освоения и потенциала залежей низконапорного газа, как ресурса техногенных месторождений. В рамках работы бал сделан вывод, что освоение техногенных объектов требует кардинального изменения условий и рамок реализации проектов: необходимо комплексное исследование техногенного месторождения, введение классификации данного вида ресурсов, требуется совершенствование нормативно-правовой базы обращения с отходами с точки зрения уточнений основных категорий георесурсов, а также обеспечение безаукционного (безконкурсного) доступа малых предприятий к мелким, трудноизвлекаемым, техногенным и высоко выработанным запасам.

Основываясь на мировом и отечественном опыте, в работе выявлены основные направления использования низконапорного газа:

- компримирование и транспортировка через систему трубопроводов, в том числе для потребителей в местах непосредственной близости месторождения с крупными объектами потребления;

- производство метанола и моторного топлив;

- выработка электроэнергии и энергообеспечение собственного добывающего комплекса;

- переработка на технический углеводород и применение в газонефтехимии;

- производство сжиженного природного газа.

Каждое из направлений использования ННГ обладает положительными характеристиками и ограничениями по реализации. В результате исследования с использованием метода факторного анализа были выявлены четыре главных компоненты, которые определяют целесообразность и направление использования ННГ: бюджетные характеристики, ресурсная характеристика, промышленность, уровень жизни населения, роль малого и среднего бизнеса в разведке и добычи техногенного ресурса. Каждая из выявленных компонентов влияют на структуру институциональной среды целостно, и не должны быть изолированы от других условий, иначе общего социально-экономического эффекта невозможно будет достигнуть. В свою очередь, введение в эксплуатацию техногенных месторождений влияет на изменение институциональной среды и структуру локального рынка в целом.

В целях понимания значимости добычи углеводородов и промышленного фактора в процессе формирования валового регионального продукта и добавочной стоимости, была построена регрессионная модель с использованием разнонаправленных характеристик.

Результат анализа показал, что исходная гипотеза доказана: ресурсная характеристика, показатели промышленности и производства значимы на уровне 10% для исследуемых субъектов. Данное доказательство указывает на то, что регионы при снижении добычи углеводородов будет нацелены на поиск методов альтернативного использования ресурса, потому что исключить исследуемые факторы из региональной экономики невозможно в среднесрочной перспективе. Таким образом, локальные рынки играют ключевую роль в формировании спроса на продукцию техногенных месторождений. В свою очередь техногенные месторождения также являются неотъемлемой частью субъектов РФ. Кроме того, сформирован вывод о том, что длительное и стабильное развитие исследуемых регионов базируется на освоении минерально-сырьевой базы.

При использовании методологии кластерного анализа были выявлены основные субъекты РФ, для которых освоение техногенных месторождений наиболее актуальна в краткосрочной и среднесрочной перспективе: Тюменская область, Ямало-Ненецкий автономный округ, Архангельская область, Красноярский край, Иркутская область, Оренбургская область, Пермская область, Самарская область, Республика Коми, Республика Башкортостан, Республика Татарстан. В результате анализа было выявлено 7 кластеров, которые обладают исключительными характеристиками. На основе кластерного анализа и регрессионной модели, а также выявленных особенностей субъектов РФ, была сформирована таблица факторов, влияющих на локальный рынок, и направления спроса локальных рынков на ННГ по кластерам. Для более подробного рассмотрения экономической целесообразности использования ННГ по направления на локальном рынке в работе была построена модель разработки газового месторождения ЯНАО. Проведенная оценка капитальных и эксплуатационных затрат, амортизационных и налоговых отчислений продемонстрировала высокую стоимость проекта на этапах освоения и добычи месторождения. Несмотря на данный факт, выгоды по исследуемому проекту превышали затраты до этапа активно падающей добычи. На этапе перехода месторождения в класс техногенных затраты по проекту увеличиваются в виду необходимости привлечения технологий и усложнения добычи и переработки ресурса. В работе была проведена оценка стоимости продукции техногенных месторождений по трем направлениям: компримирование и транспортировка ННГ по системе газопроводов, использование ННГ для выработки электроэнергии на устье и применение технологии СПГ. В результате проведенной оценки был сделан вывод, что использование ННГ по трем исследуемым направлениям является актуальным и прибыльным для компаний, однако, технологии нуждаются в доработке, прежде чем они станут массово доступными для конечного потребителя. Полученные результаты указывают также на то, что необходимо формирование комплексных, новых (измененных) институциональных условий для использования потенциала техногенных месторождений. Реализация потенциальных возможностей освоения техногенных месторождений и получение реального положительного эффекта возможна только в случае комплексного взаимодействия региональных властей по формированию институциональных условий. Например, комплексных условий таких как:

изменение системы налогообложения при добыче полезных ископаемых техногенных месторождений;

наличие рыночных механизмов при формировании цены на газ для потребителей;

наличие равноправного доступа к инфраструктуре (газотранспортным и дорожно-транспортным системам);

наличие на рынке отечественных технологий для генерации электроэнергии на ресурсе с низким давлением, технологий для СПГ, равноправный доступ малых и средних компаний для обеспечения добычи наиболее экономически эффективным и экологически целесообразным путем;

уменьшение рисков, связанных с возвратом частных инвестиций;

формирование информационно-аналитических механизмов для контроля и определения целесообразности процесса.

Полученные результаты доказывают факт, что ключевой задачей по развитию использования ресурсов техногенных месторождений является не только извлечение сырья, но и влияние добычи на решение социальных и экономических задач региона.

Проведение дальнейших оценок для выявления условий и связей, определяющих не только значимость техногенных месторождений, но и темпы освоения техногенных ресурсов с учетом социально-экономических приоритетов регионов оставляют поле для дальнейших работ.

Список литературы

BPEnergyOutlook, http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/energy-economics/energy-outlook/energy-outlook-downloads.html

International Energy Outlook 2013 (IEO2013), http://www.eia.gov/forecasts/ieo/

Peter Hancock, Sustainable Development and the Australian Minerals Sector, Science, Technology, Environment and Resources Group, Research Paper 24 2000-01.

Michaі Szczurek, Anthropogenic mineral deposits in Wielkopolska lignite mines - current state of research, Pages 21-38, ISSN (Print) 0860-0953, DOI: 10.2478/gospo-2014-0001, March 2014.

Waterborne Energy, Inc, http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf

Энергетическая стратегия России до 2030 года.

Стратегия развития химического и нефтехимического комплекса на период до 2030 года, http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_173997/?frame=1

Аналитический портал нефтехимической промышленности http://newchemistry.ru/letter.php?n_id=8846

ФТС России, Экспорт Российской Федерации сжиженного природного газа за 2009-2014 годы, http://www.cbr.ru/statistics/print.aspx?file=credit_statistics/LiquefiedGas.htm&pid=svs&sid=ITM_20011

Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 14 мая 2014 г. N 109-э/2 г. Москва, Приложение 1. http://www.rg.ru/2014/06/16/tarifi-dok.html

Бажин В.Ю. Проблемы промышленной безопасности металлургических производств http://www.spmi.ru/system/files/lib/univer/document/11/bazhin_v.yu_.pdf

Бугрий О.Е. и др. Добыча низконапорного газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона // Наука и техника в газовой промышленности. - №1. - 2013. С. 48

Грановская Н.В., Наставкин А.В., Мещанинов Ф.В. Техногенные месторождения полезных ископаемых. - Ростов-на-Дону: ЮФУ, 2013. - 93 с., http://www.geo.sfedu.ru/minobr/met_4.pdf

Грунвальд А.В. ВНИИГАЗ/Газпром. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления в период до 2030 г.

Елистратов В.В., Коломийцев В.В. «Основные проблемы эксплуатации крупнейших газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона на завершающей стадии». Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года), М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, стр 104.

Иванов С.И., Столыпин В.И., Молчанов С.А., Морозов М.М., Зубанова Е.А. «Утилизация низконапорных газов на объектах добычи и переработки в ООО «Оренбурггазпром». Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 2006, №7, стр. 32.

ИК «Энергокапитал» GTL технологии приходят в Россию, http://data.investfunds.ru/comments/stocks/file/2013-05/energ_Review_070513.pdf

Использование компримированного природного газа метана в качестве моторного топлива Филиал «Томскавтогаз» - презентация, http://www.myshared.ru/slide/408858/#

Карасевич А.М., Нанивский Е.М. «Методология решения проблемы добычи и использования низконапорного газа». Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.).

Козинцев А.Н., Величкин А.В. Низконапорный газ. Проблемы и перспективы его использования // Наука и техника в газовой промышленности. - №1. - 2013. С. 11

Крюков В.А., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В.В. «Подходы к дифференцированию налогообложения в газовой промышленности». Новосибирск, ИЭОПП СО РАН, 2006, 172 сс.

Крюков В.А., Павлов Е.О. (2012) «Подход к социально-экономической оценке ресурсного режима в нефтегазовом секторе» // Вопросы экономики, № 10, 2012, с. 103-116.

КрюковВ.А.,Сырьевые территории в новой институциональной реальности, Пространственная Экономика 2014.4. С. 26--60.

Крюков В.А. (2005) "Особенности формирования системы недропользования в России - взгляд на проблему с позиций институциональной теории"// Минеральные ресурсы России: экономика и управление, № 5, 2005, с. 29-36.

Крючкова И. Низкий старт // Эксперт Урал. - № 45 (243). - 2008. С. 10.

Крылов Г.В., Маслов В.Н. «Проблемы и перспективы использования низконапорного газа на месторождении Медвежье». Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.).

Крыштановский А.О. Анализ социологических данных с помощью пакета SPSS, учеб. пособие для вузов / А. О. Крыштановский; ГУ-ВШЭ. - М.: Изд. дом ГУ-ВШЭ, 2006. - 281 с.

Кучеров Г.Г. и др. Оценка факторов, влияющих на конечные коэффициенты газоотдачи по сеноманским газовым залежам Ен-Яхинской и Ямбургской площадей // Наука и техника в газовой промышленности. - №1. - 2013. С. 3-9.

КузнецовА.М., д.т.н., В.И. Савельев, Н.В. Бахтизина, к.э.н., Индустрия GTL: состояние и перспективы, журнал «Нефтепереработка и нефтепродуктообеспечение», http://www.mgimo.ru/files2/2013_04/up53/file_21bc3389fb0c8ebb0a55765253d2ebdf.pdf

Ланчаков Г.А. «Перспективы устойчивой работы Уренгойского нефтегазодобывающего комплекса на поздней стадии разработки». Расширенное совещание рабочей группы по проблемам и перспективам комплексного использования низконапорного газа (Надым, 01 декабря 2006 г.).

Ляхович П. Развитие мощностей Сибура как фактор роста внутреннего спроса. IV Международный форум «Большая Химия», Уфа, 29 мая 2014

Макаров А.Б. Техногенные месторождения минерального сырья // Соросовский образовательный журнал, том 6, № 8, 2000. С. 77

Макаров А.Б. Техногенно-минеральные месторождения Урала / диссертация доктора геолого-минералогических наук. - Екатеринбург: 2006. С. 253.

Макаров В.А. Техногенные минеральные объекты - ресурсы и проблемы геолого-технологической оценки // «Золото и технологии». - № 3(13). - август 2011 г.

Мамонтов Д. Технология GTL избавляет от страха, что нефть закончится, журнал «Популярная механика», август 2014б http://www.popmech.ru/technologies/44841-tekhnologiya-gtl-izbavlyaet-ot-strakha-chto-neft-zakonchitsya/#full

Мелехин Е.С. Отдельные проблемы регулирования недропользования на современном этапе // Российские недра. http://www.rosnedra.info/maintopic/melehin1/

Мельникова С., Развитие мирового рынка СПГ и перспективы экспорта сжиженного газа из России, http://www.eriras.ru/files/svetlana-melnikova-razvitie-mirovogo-rynka-spg-i-perspektivy-eksporta-szhizhennogo-gaza-iz-rossii.pdf

Нефтегазовая вертикаль, № 5, НГВ-Технологии, февраль 2015 года.

Облеков Г.И., Облеков Р.Г. «Классификация запасов углеводородов (природный газ). Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года), М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, стр.66.

Омельченко Р.Ю., Грязнова И.В. Новые технологические решения при добыче и использовании низконапорного газа // Тр. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина». - 2010. -№3. - С.42

Петров В.А. Естественное истощение // Нефть и Капитал. - №01-02. - 2013. С. 23

«Премиум Инжиниринг», Компримирование, http://premen.ru/upload/premen/catalog/premium_br_compression.pdf

Россия в энергетическом мире. Инновационное бюро «Эксперт», М., 2006.

Роснефть, ЛУКОЙЛ и Газпром интересуются GTL-проектами http://neftegaz.ru/news/view/121767

Рыльникова М.В. и др. Классификация техногенных георесурсов в свете перспектив комплексного освоения рудных месторождений // Горный информационно-аналитический бюллетень. - № 2. - 2012.

Ресурсыкомпании Abercade consulting http://www.abercade.ru/research/industrynews/1032.html

Сайт компании ОАО «Газпром», http://www.gazprom.ru/

Сайткомпании Methanol Market Services Asia http://www.methanolmsa.com/

Сайт компании CREON Energy http://www.creonenergy.ru/

Сайт ОАО «АТС», www.atsenergo.ru.

Сайт региональной энергетической комиссии Тюменской области, ХМАО и ЯНАО http://www.rectmn.ru/s

Сахалин -2. Пионеры раздела, Нефть и Капитал №06/2014

Саранча А.В. и др. Технологии добычи низконапорного сеноманского газа // Современные проблемы науки и образования. - №1. - 2015. С. 45.

Стартовый комплекс «Иркутской нефтяной компании» по переработке газа выходит на финишную прямую, 25.03.2015; журнал «Нефть и Капитал» №03/2015

Талалай А.Г., Глушкова Т.А., Макаров А.Б. и др. Методология исследований радиоактивной и редкометальной минерализации техногенных месторождений Урала // Российский геофизический журнал, 1998, № 9-10. С. 65-74.

Талалай А.Г., Макаров А.Б., Зобнин Б.Б. Техногенные месторождения Урала, методы их исследования и перспективы разработки // Известия ВУЗов. Горный журнал. 1997, № 11-12. С. 20-36.

Тер-Саркисов Р.М., Ставкин Г.П., Цыбульский П.Г., Степанов Н.Г. «Уровни добычи и запасы низконапорного газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона». Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов» (Надым, март 2003 года), М., ООО «ИРЦ Газпром», 2003, стр. 17.

Тер-Саркисов Р.М., Илатовский Ю.В., Бузинов С.Н., Медко В.В., Харитонов А.Н., Нифантов В.И., Казарян В.П., Серегина Н.В. «Особенности добычи низконапорного газа». Газовая промышленность, 2005, №11, стр. 67.

Фролов А. Глубинные приоритеты // Газпром. - № 9. - 2013. С. 13

Чантурия В.А., Корюкин Б.М. Проблемы геотехнологии и недроведения // Мельниковские чтения: доклад междунар. конференции Екатеринбург: УрО РАН, 1998. Т. 3. С. 26-34

Чмелева И. «Перспективы геологоразведки на российском шельфе до 2025 года», Rognec, выпуск

Чугунов А.Н. Теория и практика разработки техногенных месторождений золота // Золотодобыча, №141, Август, 2010

Приложение 1 - Технологии эксплуатации техногенных месторождений
Группы георесурсов	Основные применяемые технологии эксплуатации	Перспективы вовлечения в эксплуатацию
Запасы, оставленные за контуром разработки: запасы в охранных целиках, в основании карьера, выклинках рудных тел и на контактах с вмещающими породами, в закладке, в зонах обрушения	Не отрабатываются по условиям безопасности или ввиду убыточности	Сочетание процессов открытых и подземных горных работ с освоением сложных участков физико-химическими технологиями с поверхности или из существующих выработок
Отвалы вскрышных пород	Использование для нужд строительной индустрии, в составе закладочной смеси	Разработка открытым способом для применения в строительной индустрии. Рекультивация с использованием освобожденных территорий для нужд сельского хозяйства и в других отраслях
Отвалы бедных руд	В результате окисления при хранении не подлежат обогащению	Открытая добыча, сепарация, раздельное складирование руд различного качественного состава. Переработка руды физико-химической технологией. Кучное выщелачивание бедных руд с утилизацией отработанного сырья в выработанном подземном пространстве.
Хвосты обогатительных фабрик	Складирование и долговременное хранение в хвостохранилищах. Использование в составе закладочной смеси без доизвлечения ценных компонентов	Сухое складирование на специально подготовленных полигонах и в подземных выработках, выщелачивание на поверхности и в выработанном пространстве, утилизация в составе закладочной смеси материала, прошедшего технологический цикл переработки физико-химическими методами
Попутные концентраты	Складирование в отвалы ввиду отсутствия спроса
Специфические отходы производства: просыпи, отходы рентгенометрической сепарации и др.	Складирование на дневной поверхности в отдельных отвалах, либо в отвалах и хранилищах других отходов производства	Разработка эффективных технологических схем с применением процессов физико-химической геотехнологии. Утилизация в выработанном пространстве после доизвлечения ценных компонентов.
Минерализованные промышленные стоки	Локализация в коллекторах (технологических прудах), отработанных карьерах. Очистка до норм ПДК и сброс в природные водоемы. Использование в обороте обогатительных фабрик.	Глубокая очистка с извлечением широкого спектра ценных компонентов, сброс в природные водоемы. Использование в качестве химического агента и транспортирующей среды при выщелачивании.
Выработанное производство	Использование карьеров в качестве хранилищ отходов горно-обогатительного производства. Закладка подземных горных выработок. Самолокализация подземных пустот.	Использование в качестве хранилищ различного назначения, а также в качестве технологического пространства для реализации физико-химических процессов.

Приложение 2. Факторный анализ

Корреляционная матрица
	Revenues	Averageincome	Realaveragemonthlysalaryofemployees	Volumeofshippedgoods	Mineralextractiontax	Wholesalegasprices	Theindexofindustrialproduction	Emission	Expenses	GRP
Корреляция	Revenues	1,000	,331	,142	,300	,312	,060	,140	,402	,965	,094
	Averageincome	,331	1,000	,066	,516	,021	-,215	-,099	,285	,399	,657
	Realaveragemonthlysalaryofemployees	,142	,066	1,000	-,087	-,005	,362	,216	-,109	,087	-,085
	Volumeofshippedgoods	,300	,516	-,087	1,000	-,008	-,207	-,159	,692	,326	,393
	Mineralextractiontax	,312	,021	-,005	-,008	1,000	-,200	,232	,633	,344	,094
	Wholesalegasprices	,060	-,215	,362	-,207	-,200	1,000	-,010	-,261	,052	-,472
	Theindexofindustrialproduction	,140	-,099	,216	-,159	,232	-,010	1,000	,058	,079	-,107
	Emission	,402	,285	-,109	,692	,633	-,261	,058	1,000	,463	,191
	Expenses	,965	,399	,087	,326	,344	,052	,079	,463	1,000	,173
	GRP	,094	,657	-,085	,393	,094	-,472	-,107	,191	,173	1,000



KMO и критерий Бартлетта
Мера адекватности выборки Кайзера-Майера-Олкина (КМО).	,390
Критерий сферичности Бартлетта	Примерная Хи-квадрат	668,398
	ст.св.	45
	Знач.	,000

Объясненная совокупная дисперсия
Факторный анализ	Суммы квадратов нагрузок извлечения	Суммы квадратов загрузок вращения
	Всего	% дисперсии	Суммарный %	Всего	% дисперсии	Суммарный %
1	2,845	28,446	28,446	1,964	19,641	19,641
2	1,371	13,709	42,155	1,562	15,620	35,262
3	1,097	10,966	53,121	1,375	13,753	49,014
4	,780	7,797	60,917	1,190	11,903	60,917
Метод выделения факторов: факторный анализ образов.

Приложение 3. Матрица корреляций, тест Уайта на гетероскедостичнсоть



Приложение 4. Регрессионная модель с фиксированными и случайными эффектами, тест Хаусмана, тест Бройша-Пагана



Приложение 5

Оценка регрессии с использованием квантилей



Приложение 6. Принадлежность к кластером. Кластеризация методом К- средних. Конечные центры кластеров

Принадлежность к кластерам
Номер	Название месторождения	Кластеризовать	Расстояние
1	Самотлорское	1	,714
2	Ромашкинское	2	1,502
3	Приобское	1	,714
4	Фёдоровское	2	1,453
5	Мамонтовское	1	,714
6	Туймазинское	4	,667
7	Арланское	4	1,054
8	Ванкорское	1	1,145
9	Южно-Долгинское	2	1,241
10	Усинское	2	1,241
11	Южно-Ягунское	2	,827
12	Имилорское	2	,827
13	Усть-Балыкское	1	,954
14	Южно-Сургутское	1	1,382
15	Западно-Сургутское	2	1,055
16	Холмогорское	2	1,403
17	Когалымское	2	1,241
18	Уньвинское	2	1,241
19	Марковское	3	,000
20	Мухановское	1	1,145
21	Новоелховское	2	1,120
22	Пограничное	2	1,055
23	Покровское	1	1,145
24	Сугмутское	1	1,520
25	Урненское	1	1,145
26	Шаимское	2	1,055
27	Шкаповское	4	1,054
28	Медвежье	2	1,403

Комбинационная таблица Субъект * Номер кластера наблюдения
	Номер кластера наблюдения	Всего
	1	2	3	4	5	6	7
Субъект	Архангельская об	Количество	0	0	0	0	0	1	0	1
		% в Номер кластера наблюдения	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	16,7%	0,0%	3,6%
	Иркутская обл	Количество	0	0	0	0	1	0	0	1
		% в Номер кластера наблюдения	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	100,0%	0,0%	0,0%	3,6%
	Красноярс-кий кра	Количество	1	0	0	0	0	0	0	1
		% в Номер кластера наблюдения	12,5%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	3,6%
	Оренбургс-кая обл	Количество	1	0	0	0	0	0	0	1
		% в Номер кластера наблюдения	12,5%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	3,6%
	Пермская обл	Количество	0	0	0	0	0	1	0	1
		% в Номер кластера наблюдения	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	16,7%	0,0%	3,6%
	Республика Башко	Количество	0	0	0	0	0	0	3	3
		% в Номер кластера наблюдения	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	100,0%	10,7%
	Республика Коми	Количество	0	0	0	0	0	1	0	1
		% в Номер кластера наблюдения	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	16,7%	0,0%	3,6%
	Республика Татар	Количество	0	2	0	0	0	0	0	2
		% в Номер кластера наблюдения	0,0%	100,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	7,1%
	Самарская обл	Количество	1	0	0	0	0	0	0	1
		% в Номер кластера наблюдения	12,5%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	3,6%
	Тюменская област	Количество	5	0	2	4	0	3	0	14
		% в Номер кластера наблюдения	62,5%	0,0%	50,0%	100,0%	0,0%	50,0%	0,0%	50,0%
	Ямало-Ненецкий а?	Количество	0	0	2	0	0	0	0	2
		% в Номер кластера наблюдения	0,0%	0,0%	50,0%	0,0%	0,0%	0,0%	0,0%	7,1%
Всего	Количество	8	2	4	4	1	6	3	28



Приложение 7. Основные показатели в модели месторождения

Показатель	10 лет	20 лет	30 лет	41 год	47 год	Итого
Добыча, млрд. куб. м.	307	540	459	215	73	1 594
Выручка	376 556	776 768	791 418	456 406	244 592	2 645 741
Операционные затраты	1 337	3 484	4 311	4 823	2 478	16 433
Операционная выручка	375 219	773 284	787 107	451 583	242 114	2 629 307
Капитальные затраты	6 169	486	-	-	-	6 655
Налоги	126 522	260 017	264 990	163 350	94 185	909 064
FCF	242 528	512 781	522 117	288 233	147 929	1 713 589
Накопленный FCF	242 528	755 309	1 277 427	1 565 660	1 713 589	5 554 513
DCF 15%	103 203	71 599	19 223	2 580	344	196 950
DCF 20%	80 748	40 540	7 228	635	55	129 205

Амортизация
	Срок службы	Норма АО, %
Скважины	12	8.3%
Газапроводы-шлейфы	15	6.7%
УКПГ	10	10.0%
Коллектор	15	6.7%
Дороги	20	5.0%
ДКС	10	10.0%
Прочие	20	5.0%
Инфраструктура	20	5.0%

Размещено на Allbest.ru