И это не удивительно - ведь всем известно, какой перспективный рынок ожидает в Китае экспортеров природного газа. Не стоит забывать, что экспорт газа является бизнесом с колоссальными рисками, поэтому одно из средств их нейтрализации - диверсификация экспорта. А если принимать во внимание происходящий в настоящее время процесс либерализации рынков основных западных партнеров Газпрома, то значение китайского рынка для России будет неуклонно возрастать и уже в ближайшие семь-десять лет Китай может стать одним из главных потребителей российского природного газа. В этих условиях реализация с участием Газпрома крупных совместных проектов в газовой отрасли может вывести российско-китайское экономическое сотрудничество на качественно новый уровень.

Оценка рисков и экологические преимущества использования природного газа

В регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока сложилась нерациональная структура топливного баланса, которая серьезнейшим образом наносит ущерб экологической обстановке в этих регионах.

Переход на экологически чистое топливо, отказ от транспортировки и использования в качестве энергоносителей угля, дизельного топлива, мазута приведут к улучшению состояния окружающей среды. Особенно благоприятно это скажется на воздушном бассейне в результате значительного снижения газообразных выбросов. Будет снижено загрязнение акваторий портов, территорий вблизи железных дорог и станций при перегрузке угля, дизельного топлива, мазута.

Газификация регионов полностью обеспечит потребность в сырье и топливе для газо-химической промышленности.

С другой стороны, если отказаться от использования газовых ресурсов, то не будет воздействия на окружающую среду, связанного со строительством и эксплуатацией трубопровода и связанных с ним объектов промышленной инфраструктуры. В этом случае покрытие дефицита и растущий спрос на энергию придется удовлетворять за счет других источников. Например за счет:

*расширения угольно-промышленного комплекса;

*создания атомно-энергетического комплекса;

*импорта энергоносителей из-за пределов региона, в том числе из-за рубежа.

Для того чтобы дать сравнительную оценку достоинств и недостатков вариантов энергоснабжения регионов в экологическом аспекте, следует выполнить сравнительный его анализ возможного воздействия на окружающую природную среду при разных вариантах энергоснабжения, что выходит за рамки данной работы.

Каждому из вариантов присущи технические, экономические и экологические достоинства и недостатки. Но использование газа по сравнению с другими вариантами энергообеспечения вызывает минимальное воздействие на окружающую среду и человека. Мировая практика показывает, что газ является экологически наиболее чистым видом топлива, поэтому в развитых странах, даже не имеющих собственных источников, газ широко используется во всех сферах деятельности.

Следует также иметь в виду, что принятие нулевого варианта (отказ газификации региона) приведет к потере населением социальных и бытовых выгод от использования газа. Нулевой вариант сопряжен с замедлением темпов роста производственно-хозяйственной деятельности, постоянной угрозой нехватки энергоносителей для жизнеобеспечения населения, с прогрессирующим увеличением выбросов в атмосферу загрязняющих веществ.

Использование газа в качестве энергоносителя для энергетики и других отраслей имеет неоспоримое преимущество перед другими видами топлива с точки зрения оздоровления воздушного бассейна.

На рисунках 2.5 и 2.6. представлены экологические преимущества использования природного газа по сравнению с другими источниками КПТ.

Как видно на рис. 2.5., наибольшие выбросы при сжигании 1 тыс. тонну, т. угля выбросы диоксида углерода составляют порядка 53,3 тонн. Следует отметить, что именно диоксид углерода является основным компонентом, который вызывает «парниковый» эффект.

Кроме того, за счет замещения угля газом повышается КПД топливоиспользующих установок и, следовательно, достигается экономия топлива на единицу продукции. По оценкам институтов «Энергосетьпроект», НИИмашиностроения, Академии коммунального хозяйства им. Памфилова, экономия топлива при замещении угля газом составит: в электроэнергетике -4%, в котельных -10%, в технологических установках (печах обжига, нагрева) - 12%, в коммунально-бытовом секторе - 23%, а в сфере пищеприготовления 40%.

2.7 Вклад основных «парниковых» газов в потепление климата Земли

По сложившейся экологической обстановке в Иркутской области в промышленно развитом регионе Верхнего Приангарья, пять городов из которого (Шелехов, Иркутск, Ангарск, Усолье-Сибирское, Зима), согласно данным Минприроды России входят в число городов с наиболее сильно загрязненной атмосферой. Это обусловлено выбросами вредных веществ при сжигании местных высокозолистых и высокосернистых углей. Общее высокое загрязнение атмосферы, поверхностных вод и почв в данном регионе отрицательно сказывается на флоре и фауне озера Байкал.

Сравнение токсичности выбросов в атмосферу от сжигания природного газа и угля

Наименование примеси	Масса выброса, т/год	ПДК Мг/м.куб	Класс опасности	Токсичность выбросов
1	2	3	4	5
От сжигания газа:
двуокись азота	3.35	0.04	2	316
окись углерода	8.84	3	4	2.6
бензапирен	64*10-9	1*10-6	1	0
Итого:				318.6
От сжигания угля:
зола	77.82	0.3	3	259.4
двуокись азота	2.08	0.4	2	170.1
1 сернистый ангидрид	20.16	0.05	3	403.2
бензапирен	0.00174	2*10-6	1	322800.2
Итого				323632.9

3. Технико-экономическая оценка вариантов поставок природного газа из России в страны Северо-Восточной Азии

Некоторые методические положения по оценке экономической эффективности инвестиционных проектов

Первоначальным источником информации при подготовке данного раздела являлись публикации Организации Объединенных Наций по промышленному развитию (ЮНИДО), а также издания по микроэкономике и финансовому учету.

Важнейшее свойство капитала состоит, как известно, в возможности приносить прибыль его владельцу. Долгосрочное вложение капитала, или инвестирование - одна из форм использования такой возможности.

Суть инвестирования, с точки зрения инвестора, заключается в отказе от получения прибыли «сегодня» во имя прибыли «завтра». Соответственно, для принятия решения о долгосрочном вложении капитала необходимо располагать информацией, в той или иной степени подтверждающей два основополагающих предположения:

- вложенные средства должны быть полностью возмещены;

- прибыль, полученная в результате данной операции должна быть достаточно велика, чтобы компенсировать временный отказ от использования средств, а также риск, возникающий в силу неопределенности конечного результата.

Таким образом, проблема принятия решения об инвестициях состоит в оценке плана предполагаемого развития событий с точки зрения того, насколько содержание плана и последствия его осуществления соответствуют ожидаемому результату. В самом общем смысле, инвестиционным проектом называется план или программа вложения капитала с целью последующего получения прибыли.

Временной фактор играет ключевую роль в оценке инвестиционного проекта. В этой связи целесообразно представить весь цикл развития проекта в виде графика.

Представленный график имеет достаточно условный характер, однако, на нем можно выделить три основные фазы развития проекта: прединвестиционную, инвестиционную и эксплуатационную. Суммарная продолжительность этих стадий составляет срок жизни проекта.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 3.1. График развития инвестиционного проекта (Обозначения: 1 - прединвестиционная фаза; 2 - инвестиционная фаза; 3 - эксплуатационная фаза)

Первая фаза, непосредственно предшествующая основному объему инвестиций, во многих случаях не может быть определена достаточно точно. На этом этапе проект разрабатывается, готовится его технико-экономическое обоснование, определяется сырьевая база проекта, проводятся маркетинговые исследования, ведутся переговоры с инвесторами и потенциальными участниками проекта.

Как правило в конце прединвестиционной фазы должен быть получен развернутый бизнес-план инвестиционного проекта. Все вышеперечисленные действия, разумеется, требуют не только времени, но и затрат. В случае положительного результата и перехода непосредственно к осуществлению проекта понесенные затраты капитализируются и входят в состав так называемых «предпроизводственных затрат» с последующим отнесением их на себестоимость продукции через механизм амортизационных отчислений.

Следующий отрезок времени отводится под стадию инвестирования или фазу осуществления. Принципиальное отличие этой фазы развития проекта от предыдущей и последующей фаз состоит, с одной стороны в том, что начинают предприниматься действия требующие гораздо больших затрат и носящие уже необратимый характер.

На данной стадии формируются постоянные активы предприятия.

С момента ввода в действие основных фондов начинается третья стадия развития инвестиционного проекта - эксплуатационная фаза. Это период характеризуется началом производства продукции или оказания услуг, соответствующими поступлениями и текущими издержками.

Значительное влияние на общую характеристику проекта будет оказывать продолжительность эксплуатационной фазы. Очевидно, что чем дальше будет отнесена во времени ее верхняя граница, тем большей будет совокупная величина дохода.

Общим критерием продолжительности срока жизни проекта или периода использования инвестиций является существенность вызываемых ими денежных доходов с точки зрения инвестора. Так, при проведении банковской экспертизы на предмет предоставления кредита срок жизни проекта будет совпадать со сроком погашения задолженности, то дальнейшая судьба инвестиций ссудодателя уже не будет интересовать.

Ценность результатов, полученных на данной стадии прединвестиционных исследований, в равной степени зависит от полноты и достоверности исходных данных и от корректности методов, использованных при их анализе.

Очевидной представляется необходимость применения стандартизированных методов оценки инвестиций. Это, во-первых, позволит уменьшить влияние уровня компетентности экспертов на качество анализа, а во-вторых, обеспечит сопоставимость показателей финансовой состоятельности и эффективности для различных проектов.

Одной из наиболее известных попыток ввести стандартизированный подход в данном вопросе стала деятельность международного Центра промышленных исследований при ЮНИДО. В 1972 году им было опубликовано «Руководство по оценке проектов», ставшее одним из важнейших литературных источников по данному вопросу. Эта книга, весьма значительная по объему и отличающаяся строгостью подхода к проблеме, в свою очередь вызвала необходимость в более сжатом и приближенном к практике изложении сути предлагаемой методики. В конце 70-х начале 80-х годов по эгидой ЮНИДО были выпущены в свет еще несколько изданий.

В условиях так называемой «совершенной конкуренции» критерием эффективности инвестиционного проекта является уровень прибыли, полученной на вложенный капитал. При этом под прибыльностью, рентабельностью или доходностью следует понимать не просто прирост капитала, а такой темп увеличения последнего, который, во-первых, полностью компенсирует общее изменение покупательной способности денег в течение рассматриваемого периода, во-вторых, обеспечит минимальный гарантированный уровень доходности и, в-третьих, покроет риск инвестора, связанный с осуществлением проекта.

Очень часто в данном контексте используется понятие «стоимости капитала». С одной стороны, для предпринимателя (заемщика) стоимостью капитала является величина процентной ставки, которую он должен будет заплатить за возможность использования финансовых ресурсов в течение определенного периода времени. С другой стороны, оценивая целесообразность взятия кредита, предприниматель должен ориентироваться на средний сложившийся уровень прибыли, приносимый капиталом.

Рассматривая роль стоимости капитала в принятии решения об инвестициях, необходимо учитывать влияние инфляции. Ее действие проявляется в уменьшении общей покупательной способности денег. Все участники рынка финансовых ресурсов включают ожидаемый темп инфляционного обесценивая в стоимость капитала. Назначаемая ссудодателем ставка процента в этом случае именуется «номинальной», «объявленной» или «брутто-» ставкой. Последняя вследствие этого всегда оказывается численно больше реальной (действительной) процентной ставки, соотносимой с истинной нормой доходности, измеряемой в денежных единицах с постоянной покупательной способностью.

В экономической литературе для определения реальной ставки процента или реальной нормы прибыли рекомендуется использовать следующую формулу:

R=N-I,

где, R - реальная ставка, N - номинальная ставка, I - темп инфляции (все значения - за один и тот же период времени, в процентах).

Учитывая вышеизложенное и исходя из основополагающего принципа альтернативности, можно сделать заключение о том, что проект будет привлекательным для потенциальных инвесторов если его реальная норма доходности будет превышать таковую для любого иного способа вложения капитала.

Итак, проблема оценки привлекательности инвестиционного проекта заключается в определении уровня его доходности. Различают два основных подхода к решению данной проблемы, в соответствии с которыми методы оценки эффективности инвестиций разделяются на две группы:

- простые (статические) методы;

- методы дисконтирования.

Простые методы оценки эффективности

Среди простых методов определения целесообразности помещения капитала в инвестиционных проект чаще всего используется два: расчет простой нормы прибыли и расчет срока окупаемости.

Интерпретационный смысл простой нормы прибыли заключается в оценке того, какая часть инвестиционных затрат возмещается в виде прибыли в течение одного интервала планирования. Сравнивая расчетную величину простой нормы прибыли с минимальным или средним уровнем доходности, потенциальный инвестор может придти к предварительному заключению о целесообразности продолжения и углубления анализа данного инвестиционного проекта. На основании данного показателя можно также оценить и примерный срок окупаемости инвестиций.

Очевидно, что величина простой нормы прибыли находится в сильной зависимости от того, какой именно период будет выбран для расчета значения чистой прибыли. Для того, чтобы первая могла выступать в качестве оценки всего инвестиционного проекта, для ее определения рекомендуется выбирать наиболее характерный интервал планирования. В самом общем случае это может быть период, в котором проектом уже достигнуты планируемый уровень производства или полное освоение производственных мощностей, но еще продолжается погашение первоначально взятых кредитов.

Использование такого грубого метода, каким является расчет простой нормы прибыли, может быть оправдано только с точки зрения его простоты вычислений.

Несколько более сложным для расчета является другой показатель из группы простых методов оценки эффективности - срок окупаемости. Цель данного метода состоит в определении продолжительности периода, в течение которого проект будет работать «на себя». Весь объем генерируемых проектом денежных средств, к которым относятся, в первую очередь, сумма прибыли и амортизации, засчитывается как возврат на первоначально инвестированный капитал.

Расчет производится путем постепенного, шаг за шагом, вычитания из общего объема капитальных затрат суммы амортизационных отчислений и чистой прибыли за очередной интервал планирования. Интервал, в котором остаток становится отрицательным, и есть искомый «срок окупаемости».

Существенным недостатком данного метода является то, что он ни в коей мере не учитывает деятельность проекта за пределами срока окупаемости и, следовательно, не может применяться при сопоставлении вариантов с одинаковыми породами окупаемости, но различающихся по продолжительности сроков жизни.

Главный недостаток простых методов оценки эффективности инвестиций заключается в игнорировании факта неравноценности одинаковых сумм поступлений или платежей, относящихся к разным периодам времени. Понимание и учет этого факта имеет чрезвычайно важное значение для корректной оценки проектов, связанных с долгосрочным вложением капитала.

Методы дисконтирования

Проблема адекватной оценки привлекательности проекта, связанного с вложением капитала, заключается в определении того, насколько будущие поступления оправдывают сегодняшние затраты. Поскольку принимать решение приходится «сегодня», все показатели будущей деятельности инвестиционного проекта должны быть откорректированы с учетом снижения ценности денежных ресурсов по мере отдаления операций, связанных с их расходованием или получением. Практически корректировка заключается в приведении всех величин, характеризующих финансовую сторону осуществления проекта, и масштаб цен, сопоставимый с имеющимся сегодня. Операция такого пересчета называется дисконтированием.

Расчет коэффициентов приведения в практике оценки инвестиционных проектов производится на основании так называемой «ставки дисконтирования». Смысл этого показателя заключается в измерении темпа снижения ценности денежных ресурсов с течением времени. Соответственно, значения коэффициентов пересчета всегда должны быть меньше, чем единица.

Сама величина ставки сравнения складывается из трех составляющих:

(RD) = IR + MRR * RI (1)

где, IR. - темп инфляции, MRR - минимальная реальная норма прибыли, RI-коэффициент учитывающий степень инвестиционного риска.

Под минимальной нормой прибыли, на которую может согласиться предприниматель, понимается наименьший гарантированный уровень доходности, сложившийся на рынке капиталов, то есть нижняя граница стоимости капитала. В качестве эталона здесь часто выступают абсолютно рыночные, безрисковые и не зависящие от условий конкуренции облигации 30 - летнего государственного займа Правительства США, приносящие стабильный доход в пределах 4-5 реальных процентов в год.

Методы дисконтирования с наибольшим основанием могут быть отнесены к стандартным методам анализа инвестиционных проектов. Применение методов дисконтирования чистых потоков денежных средств позволяет более корректно, с учетом фактора времени, определить срок окупаемости проекта.

Чистая текущая стоимость проекта

Эффективность инвестиций определяется, прежде всего, соотношением результатов осуществления проекта (в виде поступлений от продажи производимой продукции) и затрат, необходимых для достижения этих результатов.

Разность между «чистыми» притоками и оттоками денежных средств (то есть без учета источников финансирования) представляет собой чистый доход (ЧД) проекта на данном отрезке срока жизни.

Как правило, он формируется за счет прибыли от операций (ПО) и амортизационных отчислений (АО) за вычетом инвестиционных затрат (ИЗ) и налоговых выплат (Н):

ЧД=ПО+АО-ИЗ-Н,

Две положительные составляющие чистого потока денежных средств представляют собой: в первом случае (прибыль) - доход от текущей деятельности, во втором (амортизация) - возмещение первоначальных инвестиций в постоянные активы.

Так как при определении величины прибыли от операций не учитываются проценты за кредиты, чистый доход представляет собой ту сумму, в пределах которой могут осуществляться платежи за привлеченные источники финансирования (как собственные так и заемные) без ущерба для основного капитала проекта.

Возвращаясь к методам дисконтирования следует отметить, что для адекватной оценки проекта с точки зрения эффективности использования инвестированных средств, нужно все потоки будущих поступлений и платежей привести в сопоставимый вид с учетом влияния фактора времени. Пересечет указанных величин на один - «сегодняшний» - момент времени, каковым является момент начала осуществления проекта, производится с помощью коэффициентов приведения (Discounting factor - DF). Значения этих коэффициентов для каждого интервала планирования проекта рассчитываются при заданной величине ставки сравнения с использованием модифицированной формулы сложных процентов:

DF=1/(1+RD) ^у

где Y - порядковый номер интервала планирования (при условии, что за нулевой принят интервал начала осуществления проекта, то есть DF(0)=1).

После того, как все значения чистых потоков денежных средств

проекта будут умножены на соответствующие коэффициенты DF, подсчитывается их сумма. Полученная величина представляет собой показатель чистой текущей стоимости = NРV (Net Present Value).

Экономический смысл чистой текущей стоимости можно представить как результат, получаемый немедленно после принятия решения об осуществлении данного проекта - так как при ее расчете исключается воздействие фактора времени.

Положительное значение NPV считается подтверждением целесообразности инвестирования денежных средств в проект, а отрицательное, напротив свидетельствует о неэффективности их использования. Очевидно, что из двух вариантов осуществления проекта должен быть выбран тот, у которого показатель NVP будет больше.

Некоторые компоненты инвестиционного проекта могут иметь определенную стоимость и после окончания срока жизни последнего. Это относится, прежде всего, к остаточной стоимости постоянных активов и оборотному капиталу (величина последнего включает в себя стоимость запасов, незавершенной и готовой продукции, а также счета к получению за вычетом краткосрочных обязательств).

Необходимость учета конечной, остаточной или ликвидационной стоимости проекта обусловлена тем, что она представляет собой капитал, аккумулированный в неликвидной форме и потенциально способный приносить прибыль.

При определении ликвидационной стоимости предполагается, что все имущество может быть реализовано по ценам не ниже цены приобретения или создания, с учетом уже начисленного износа.

Как правило, момент расчета ликвидационной стоимости столь отдален от начала осуществления проекта, что эта величина не может иметь существенного влияния на принимаемое решение.

Внутренняя норма прибыли

Для использования метода чистой текущей стоимости проекта нужно заранее устанавливать величину ставки сравнения. Это, как было показано ранее, представляет собой определенную проблему и в большей степени зависит от оценки экспертом каждой из компонент в формуле (1). Поэтому более широкое распространение получил метод, в котором субъективный фактор сведен к минимуму, а именно - расчет внутренней нормы прибыли.

Формальное определение внутренней нормы прибыли заключается в том, что это - та ставка сравнения, при которой сумма дисконтированных притоков денежных средств равна сумме дисконтированных оттоков. При расчете этого показателя предполагается полная капитализация получаемых чистых доходов, то есть, все образующиеся свободные денежные средства должны быть либо реинвестированы, либо направлены на погашение внешней задолженности.

Интерпретационный смысл показателя IRR состоит в определении максимальной ставки платы за привлекаемые источники финансирования проекта, при которой последний остается безубыточным. В случае оценки эффективности общих инвестиционных затрат, например, это может быть максимальная процентная ставка по кредитам, а при оценке эффективности использования собственного капитала - наибольший уровень дивидендных выплат.

С другой стороны, значение IRR может трактоваться как нижний гарантированный уровень прибыльности инвестиционных затрат. Если он превышает среднюю стоимость капитала в данном секторе инвестиционной активности и с учетом инвестиционного риска данного проекта, последний может быть рекомендован к осуществлению.

Третий вариант интерпретации состоит в трактовке внутренней нормы прибыли как предельного уровня доходности инвестиций, что может быть критерием целесообразности дополнительных капиталовложений в проект.

Следует также несколько слов сказать об отнесении налогов на финансовую деятельность предприятия и действующей налоговой системе в газовой промышленности России.

Порядок отнесения налогов на финансовую деятельность предприятия

Налоги, относимые на цену продукции:

* НДС:

* акцизы:

* налог на ГСМ:

Налоги, включаемые в себестоимость:

* на воспроизводство минерально-сырьевой базы;

* на пользователей недрами (плата за недра);

* отчисления во внебюджетные фонды;

* дорожный налог;

* земельный налог;

* экологические платежи.

Налоги, относимые на результаты финансовой деятельности (налоги, уменьшающие налогооблагаемую базу на прибыль);

* налог на имущество юридических лиц;

* налог на содержание жилищного фонда и объектов социально-культурной сферы;

* на образование;

* другие.

Налоги, исчисляемые от налогооблагаемой прибыли (дохода)

* налог на прибыль;

* налог на доходы от капитала;

* на использование в названии наименования «Россия»;

* другие.

В дальнейшем, при проведении технико-экономических расчетов по разработке месторождений будут учитываться две системы налогообложения, действующая система налогообложения, описанная выше, а также механизм СРП.

Как известно, применение раздела продукции при разработке месторождений позволяет создать значительно более привлекательные условия для иностранного инвестора. Это заключается не только в особом налоговом режиме, но и в снижении риска изменения экономических условий реализации проекта. Руководствуясь этими утверждениями, в настоящем разделе приведены основные положения закона, которые, в первую очередь, затрагивают экономическую сторону раздела продукции.

Согласно Федеральному закону «О соглашениях о разделе продукции» произведенная продукция подлежит разделу между Российской Федерацией и инвестором в соответствии с соглашением, которое должно предусматривать условия и порядок определения общего объема произведенной продукции и ее стоимости; части произведенной продукции, которая передается в собственность инвестора для возмещения его затрат (компенсационная продукция); прибыльной продукции и ее раздела между Российской Федерацией и инвестором, под которой понимается произведенная продукция за вычетом платежей за пользование недрами (роялти) в соответствии с положениями настоящего Федерального закона, и компенсационной продукции.

Состав затрат, подлежащих возмещению инвестору за счет компенсационной продукции, определяется специальным соглашением. В проведенных далее расчетах в состав возмещаемых затрат входят эксплуатационные расходы, капитальные вложения.

Объектом обложения налогом на прибыль является определяемая в соответствии с условиями соглашения стоимость части прибыльной продукции, принадлежащая инвестору по условиям этого соглашения. При этом такая стоимость уменьшается на сумму платежей инвестора (процентов) по полученным заемным средствам, а также на сумму других, не возмещаемых инвестору в соответствии с условиями соглашения затрат.

Льготы по налогу на прибыль не применяются.

В расчетах за точку раздела продукции принят район расположения головных сооружений месторождений.

Начисление роялти производится с суммарной выручки от продажи газа и конденсата за вычетом стоимости услуг по транспортировке газа.

Технико-экономическая оценка добычного потенциала на базовых месторождениях Иркутской области и Республики Саха (Якутия)

Крупнейшими газовыми месторождениями Восточной Сибири являются Ковыктинское газоконденсатное месторождение (26.9% от запасов ВС региона). Как уже упоминалось ранее, именно это месторождение станет первым этапом формирования газовой промышленности на Востоке России.

В данном параграфе будут рассмотрены результаты технико-экономических расчетов по определению экономической эффективности разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения. Особое внимание уделяется вопросам формирования промысловой цены на природный газ. Промысловая цена на природный газ определялась исходя из необходимости возврата инвестированных средств и получения нормы прибыли на вложенный капитал.

Следует особенно подчеркнуть, что в расчетах, которые будут представлены далее, рассмотрены две системы налогообложения:

действующая налоговая система (ДНС) и СРП. Это вызвано прежде всего необходимостью привлечения иностранных инвесторов в проекты разработки месторождений.

Технологические показатели разработки КГКМ, капитальные вложения, производственные издержки, амортизационные отчисления, зарплата и др. были взяты из бизнес-плана освоения КГКМ, разработанного компанией «РУСИА Петролеум», а также из предварительного технико-экономического обоснования разработки КГКМ и строительства газопровода с КГКМ в Китай, до морского порта Жичжао, разработанного 000 «НИИгазэкономика».

Как уже упоминалось ранее основной целью данных технико-экономических исследований является определение «приемлемой» промысловой цены. Как будет показано в дальнейших разделах работы, при разработке рассматриваемых месторождений и строительстве газопроводов предполагается не только удовлетворение потребностей российских регионов в природном газе, но и его экспорт в страны Азиатско-тихоокеанского региона. Следовательно, промысловая цена должна быть приемлемой с точки зрения потребителей на внутреннем рынке, а также быть конкурентоспособной с ценой сжиженного природного газа в странах Северо-Восточной Азии.

В соответствии с «Технико-экономическим обоснованием поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП)», (Дополнение к «Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96) пункт 8.2.3. «Экономический механизм раздела продукции между Государством и Инвестором в случае освоения новых месторождений должен устанавливаться таким образом, чтобы возможно большая часть рентного дохода, остающаяся после нормального (с учетом риска вознаграждения услуг Инвестора), принадлежала Государству».

Учитывая вышеизложенное в расчетах было принято, что доля прибыльной продукции инвестора составит 49%, а государства 51%. Уровень предельного возмещения затрат равен 100%. При расчетах также учитывались отчисления в ликвидационный фонд (1%). Для внутренней нормы возврата капитальных вложений задавалось значение равное 15% при СРП. Как уже подчеркивалось ранее столь благоприятные условия раздела продукции вызваны прежде всего необходимостью минимизации промысловой цены природного газа в целях увеличения ее приемлемости как для российских потребителей, так и для потребителей в странах Северо-Восточной Азии.

Условия финансирования разработки месторождений были взяты следующие:

*ставка кредита - 10%;

*возврат кредита - 12 лет;

*год окончания выплат по кредиту 2018.

Схема финансирования рассчитывалась исходя из 30% финансирования капитальных вложений за счет собственных средств, а 70% за счет привлечения кредитов. Предполагается привлечение заемных средств начиная с 2008 года до 2013 года. Это связано прежде всего с тем, что именно в этот период планируется осуществление основных капитальных вложений в разработку месторождений.

Все расчеты по разработке месторождений проводились в постоянных ценах.

Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ)

расположено в Жигаловском районе Иркутской области к северо-востоку от г. Иркутска.

Месторождение расположено между двумя основными железнодорожными магистралями в восточных районах Сибири Транссибирской и Байкало-Амурской (БАМ).

По результатам геологического прогноза, перспективные запасы газа оцениваются в объеме 1500-1800 млрд. м3.

Технологические показатели разработки месторождения

С учетом перспектив развития сырьевой базы месторождения начальные запасы газа приняты для пересчета технологических показателей разработки месторождения в размере 1650 млрд. куб. м, что гарантирует 30-летнюю стабильную добычу газа в объеме до 34 млрд. куб. м в год.

Капитальные вложения в объекты добычи.

Ввод мощностей по объектам добычи связан с технологическими показателями по годам разработки Ковыктинского месторождения и представлен по четырем направлениям:

* ввод скважин;

* ввод УКПГ и УППГ;

* ввод ТДА (турбодетандеров);

* ввод дожимных компрессорных станций.

Капитальные затраты в строительство объектов освоения КГКМ определены на основании следующих данных:

1. Месторождение разрабатывается с конца 2008 г. с выходом на проектный уровень годовой добычи в 2012 г.

2. Добытый газ направлять для местного потребления и поставок на экспорт. Период постоянной добычи - 29 лет.

3. Эксплуатация месторождения осуществляется горизонтальными скважинами при средней стоимости строительства одной эксплуатационной скважины 4,5 млн. долларов. Стоимость строительства эксплуатационной вертикальной скважины оценивается исходя из фактической стоимости 1 м бурения вертикальных разведочных скважин в этом регионе с учетом изменения глубин скважин и повышения коммерческой скорости бурения. Стоимость горизонтальной эксплуатационной скважины принималась в 1,5 раза дороже вертикальной.

4. Общая стоимость турбодетандерных агрегатов (ТДА) принята по сметам рабочего проекта освоения Ямбургского месторождения и составляет 11,1 млн. $.

5. По дожимным компрессорным станциям (ДКС) стоимость газоперекачивающих агрегатов для ДКС - 0,92 млн. долларов.

6. Капитальные вложения по остальным объектам промысла и УСК приняты, в основном, по данным бизнес-плана по разработке Ковыктинского месторождения разработанного ОАО «РУСИА Петролеум».

Потребность в инвестициях по объектам добычи газа и конденсата, включая магистральный конденсатопровод, за весь период разработки месторождения составит 6018 млн. долл. США в том числе:

*на бурение 2470 млн. долл. США;

*на обустройство 3548 млн. долл. США

Более подробно капитальные вложения по годам представлены в приложении 1 таблица 1.

Эксплуатационные затраты на добычной комплекс

Эксплуатационные затраты в добыче газа и конденсата включают следующие элементы:

* текущие затраты;

* амортизация.

Текущие расходы включат в себя:

* материалы;

* расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды;

* ремонт и обслуживание технологического оборудования и транспортных средств;

* налоговые отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, на пользователей автодорог, плата за пользование недрами и др.

* прочие расходы.

Статьи «материалы» и «ремонт и обслуживание оборудования» рассчитаны на основании данных статистической отчетности газодобывающих предприятий Тюменской области (аналог «Ноябрьскгаздобыча»).

Заработная плата принята исходя из среднемесячной заработной платы (в размере 950 долларов) и среднесписочной численности работников, занятых в добыче газа и конденсата.

Прочие расходы приняты по данным фактической отчетности эксплуатационных затрат в добыче газа предприятия «Ноябрьскгаздобыча».

Производственные издержки за весь период эксплуатации месторождения составят 2434 млн. долл. США в том числе:

*материальные затраты - 765.5 млн. долл. США;

*прочие расходы - 1257.2 млн. долл. США;

*зарплата - 411.3 млн. долл. США.

По годам производственные издержки представлены в приложении.

Амортизационные отчисления по объектам добычи газа и газового конденсата начисляются с момента ввода месторождения в эксплуатацию в соответствии с едиными нормами амортизационных отчислений, утвержденными Постановлением СМ СССР №1072 от 22.10.90.

Амортизационные отчисления по добычному комплексу за период 2006-2041 гг., включая промысловый конденсатопровод, составят 5369 млн. долл. США (см. Приложение).

Таким образом за весь период разработки месторождения эксплуатационные расходы составят 16 728 млн. долл. США. Более подробно эксплуатационные расходы приведены в Приложении.

На основе исходных данных, приведенных выше, были проведены технико-экономические расчеты по разработке Ковыктинского газоконденсатного месторождения при действующем налогообложении и при режиме раздела продукции. Полученные результаты представлены в таблице. (более подробно в Приложении).

Вышеприведенные показатели разработки месторождения при ДНС и при СРП показывают, что с точки зрения инвестора, наиболее выгоден режим раздела продукции. Это объясняется прежде всего более высоким МРУ (больше на 924 млн. долл.) и более высокой внутренней нормой дохода на вложенный капитал 15% по сравнению с 6% при ДНС. Следует также отметить, что срок окупаемости в случае раздела продукции более приемлем -7 лет по сравнению с 10 годами при ДНС.

Заключение

Подводя итоги проведенным исследованиям, можно отметить следующее.

1. На сегодняшний день Восточная Сибирь и Дальний Восток обладают значительными запасами природного газа. Причем потенциальные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока и перспективные объемы добычи природного газа в этих регионах являются реальной возможностью создания газовой промышленности на Востоке России.

2. Проведенные технико-экономические расчеты по разработке крупнейшего газового месторождения в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, (Ковыктинского газоконденсатного нефтегазоконденсатного) позволяют сделать вывод о том, что разработка данных месторождений целесообразна на условиях раздела продукции. Это обуславливается не только стабильностью экономических условий для иностранных инвесторов, но и экономическими соображениями, которые касаются промысловой цены газа.

3. В случае разработки КГКМ месторождения при действующей налоговой системе промысловая цена природного газа на этих месторождениях будет неприемлема для потребителей на внутреннем и на внешнем рынках.

4. Исследование текущего состояния и перспектив развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока показало, что наряду с планируемым ростом энергопотребления в этих регионах наиболее приемлемым источником получения энергии должен стать природный газ. Особенно следует подчеркнуть, что планируемые объемы добычи и потребления природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке дают возможность говорить не только об удовлетворении внутренних потребностей в природном газе, но и о возможности крупномасштабного экспорта природного газа.

5. Анализируя потребности в природном газе среди стран СВА, можно однозначно сказать, что в перспективе именно Китай будет основным потребителем российского природного газа. Несмотря на то, что рынок природного газа в странах СВА ориентирован на сжиженный природный газ, рост энергопотребления в Японии и Р. Корея значительным образом превысит возможности традиционных поставщиков природного газа. Это позволяет говорить о Японии и о Р. Корея как о потенциальных покупателях российского природного газа.

6. Следует отметить, что экспорт природного газа в страны СВА важен также потому, что благодаря денежным поступлениям от экспорта природного газа можно будет ускоренными темпами реализовать региональные проекты газификации Восточной Сибири и Дальнего Востока.

7. Участие национальных компаний стран СВА на начальных этапах реализации проектов (включая доразведку месторождений, технико-экономические исследования, а также разработку месторождений на условиях раздела продукции) является важным фактором практического осуществления проектов по экспорту российского природного газа в страны СВА.

8. Предложенные механизмы участия в доразведке месторождений путем заключения договора о совместной деятельности, привлечения к разработке месторождения на условиях раздела продукции, позволят значительным образом увеличить не только скорость реализации проектов, но и дадут возможность привлечения финансовых средств для их осуществления. Особо следует отметить возможность привлекать потенциальных инвесторов к разработке ТЭО проекта путем обеспечения им определенных прав на участие в разработке месторождения на условиях раздела продукции. Это является мощным средством реализации проекта, начиная с идеи его возникновения.

9. Разработка ТЭО является одним из важнейших этапов реализации любого проекта. Исходя из этого, участие в прединвестиционных исследованиях двух и более иностранных партнеров, которые будут являться основными участниками проекта, делает процесс разработки ТЭО чрезвычайно «чувствительным». Эта «чувствительность» проявляется прежде всего из-за разного диапазона интересов разработчиков ТЭО проекта. Для достижения успеха необходимо так организовать работу над ТЭО, чтобы она отвечала, как минимум; принципам транспарентности исследований каждого участника, имела четкую схему обмена информацией, обладала оперативностью выполнения принимаемых решений и обеспечивала единый стандарт проводимого исследования.

10. Объединение восточносибирских и дальневосточных потоков газа существенным образом повысит энергобезопасность нашей страны на Востоке.

11. В дополнение к сказанному ранее, следует отметить, что основные энергопотребляющие центры Китая расположены именно по пути следования газопровода через территорию северо-востока Китая. Именно этот факт позволяет значительно снизить риск «невостребованности» больших объемов российского природного газа на китайском рынке.

12. Оценивая роль государства в управлении развитием газотранспортной системы на Востоке России, следует отметить следующее:

* Формирование газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке диктует необходимость государственной поддержки. Данная поддержка должна заключаться прежде всего в рассмотрении данных регионов как стратегически и геополитически важных. Это должно быть выражено в изменении норм налоговых отчислений в федеральный бюджет, которые производятся этими регионами. Часть поступлений в федеральный бюджет должна оставаться в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока для их целевого использования на создание газовой промышленности.

* Формирование соответствующей инфраструктуры для начала развития газовой промышленности на Востоке России должно с течением времени корректироваться государством. Причем данная корректировка должна заключаться в отчислении части денежных потоков, генерируемых за счет освоения углеводородных ресурсов Западной Сибири, целевым назначением на развитие газовой промышленности на Востоке России.

Множественность вариантов поставок российского природного газа в страны СВА диктует необходимость разработки единой концепции развития топливно-энергетического комплекса на Востоке России с учетом выхода на энергетический рынок стран Азиатско-тихоокеанского региона.

Список литературы

1. «Оценка крупных проектов: некоторые принципы». Уильям Джек, Мировой банк, 1993 г.

2. «Концептуальные положения определения эффективности крупномасштабных инвестиционных проектов.» А. Астахов Академия Народного Хозяйства Москва 1993 г.

3. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», официальное издание под руководством А.Г. Шахназарова, Москва 1994 г.

4. «Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности» А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева, В.В. Иваник, Ю.С. Кудинов, В.А. Паномарев, А.С. Саркисов, А.Н. Хрычев, Москва 1997 г.

5. «Как управлять проектами?», В.Н. Бурков, Д.А. Новиков, Москва 1997 г.

6. «Проблема управления инновационным проектом». В.А. Первушин. «Деловой визит» Май 1998 г.

7. «Экономическая оценка сырьевой базы топливно-энергетического комплекса России в рыночных условиях». Отчет о научно-исследовательской работе. ВНИИКТЭП (Минэкономики России) Москва 1994 г. Н.К. Праведников, Л.П. Гужновский.

8. Методические рекомендации по экономической оценке технологических вариантов разработки нефтяных месторождений». ВНИИнефть им. Акад. А.П. Крылова, Москва 1995 г.

9. «Экономический анализ инвестиционных проектов». Г. Бирман и С. Шмидт, Москва 1997 г., издательское объединение «ЮНИТИ».

10. «Инвестиционный анализ и разработка бизнес-планов в нефтепроводном транспорте». В.И. Воронин и В.И. Коробкин, 1997 г.

11. «Коммерческая оценка инвестиционных проектов». Исследовательско-консультационная фирма «Альт», Санкт-Петербург, 1993 г.

12. «Методические рекомендации по разработке удельных капитальных вложений в газовую промышленность на 1991-1995 и на период до 2010 года». ВНИИгаз 1991 г.

13. «Нормативы капитальных вложений в строительство магистральных газопроводов», ВНИИгаз, 1991 г.

14. Федеральный Закон «О Соглашения о разделе продукции». Федеральный Закон «О недрах». «Комментарий к Федеральному Закону «О соглашениях о разделе продукции» С.А. Сосна, Москва 1997 г. (Институт государства и права Российской Академии Наук). «Соглашения о разделе продукции теория, практика, перспективы» С.М. Богданчиков, А.И. Перчик. Москва 1999 г.

15. Бизнес-план освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения и строительства экспортного газопровода, (октябрь 1995 г.).

16. «Генеральная схема газоснабжения Иркутской области на базе Ковыктинского ГКМ. Корректировочная записка по вопросам газопереработки и гелий сберегающей технологии», Южниигипрогаз, Донецк, 1995 г.

Размещено на Allbest.ru

Размещено на Allbest.ru