Одной из приемлемых и эффективных технологий (производств) использования попутного нефтяного газа (ПНГ) нефтяных месторождений и природного газа (ПГ) нефтегазоконденсатных месторождений с падающей добычей или на завершающих стадиях их разработки с увеличением доли низконапорного газа является сжижение природного газа (СПГ).
Для развития такого направления с 2009 г. стало сокращение объемов поставок на европейский рынок трубопроводного газа, что побудило ОАО «Газпром» без промедления сформировать альтернативные маршруты газового экспорта.
Правительством было предложено организовать совместную работу на Ямале ведущим зарубежным энергетическим компаниям с последующим созданием нового крупного производства СПГ. Без помощи ведущих мировых энергетических компаний такую задачу России не решить. Недостаточно собственного опыта в создании производств СПГ, т.к. необходимы оборудование и импортные технологии, затем их адаптация к природно-климатическим условиям Заполярья, а также требует поддержки опытных западных партнеров выход на высококонкурентный мировой рынок СПГ.
Более 1/4 добываемого в мире природного газа доставляется потребителям в сжиженном виде. Известно, что как для владельцев, так и для подрядчиков установки для сжижения газа являются самой прибыльной частью СПГ – индустрии. При сжижении объем газа уменьшается в 600 раз, что позволяет использовать для его транспортировки потребителям другие (не трубопроводные) более дешевые виды транспорта. Расчеты показывают, что при доставке на расстояние до 200-300 км газификация с помощью сжиженного газа эффективнее, чем газификация путем строительства газопроводов. Капитальные вложения в сооружение комплексов по производству и реализации сжиженного природного газа в 3-5 раз ниже, чем при строительстве отводов магистральных газопроводов.
В связи с ужесточением требований к моторным топливам и условиями Киотского протокола ПНГ и ПГ – представляет собой новый вид сырья для производства более высококачественных моторных топлив. Наибольшим в мире парком станций для заправки автомобилей сжиженным газом, располагает Польша, где газ импортируется в основном из России, Белоруссии, Украины и Казахстана.
Технологии GTL (газ в жидкость) позволяют преобразовывать газ (метан) в синтетическую нефть. Рентабельность сжиженного газа и GTL – продукции очень близка, и здесь не существует экономических преимуществ.
В США этилен (и полиэтилен) получают извлечением его из природного и попутного нефтяного газа. Это в несколько раз выгоднее, чем получать его путем переработки нефти. Верхнюю позицию по уровню прибыльности занимают фирмы, производящие ароматические углеводороды, а нижнюю – выпускающие олефины.
В исследовании автором сформирован компонентный состав общественной эффективности для проектов по переработке нефтяного попутного газа, представлена характеристика коммерческой и общественной эффективности, а также состав внешних и перераспределительных эффектов.
Осуществление мероприятий по повышению уровней использования (утилизации) попутного нефтяного газа на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК на период 2007-2012 гг. по Томской области позволило сократить в 1,7 раза объёмы сжигания ПНГ на факелах, в 1,4 раза выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух и в 3,3 раза платежи за загрязнение атмосферного воздуха при сжигании неутилизируемого объёма газа на факелах.
Экономия на выплатах за загрязнение атмосферного воздуха от сжигания нефтяного попутного газа за период эксплуатации месторождений с 2007-2012 гг. представлена в табл. 1.
Принцип расчета внешнего эффекта общественной эффективности проекта в регионе представлен на рис. 1.
Таблица 1
Сокращение выплат за загрязнение атмосферного воздуха при увеличении объемов переработки ПНГ
|
Год |
Сжигание газа, млн м3 |
Количество загрязняющих веществ, тыс.т |
Платежи за загрязнение атмосферного воздуха, млн руб. |
|
2007 |
88,79 |
35,36 |
40,98 |
|
2008 |
84,99 |
10,70 |
63,43 |
|
2009 |
94,28 |
5,49 |
93,80 |
|
2010 |
187,93 |
31,61 |
111,70 |
|
2011 |
226,26 |
59,53 |
106,19 |
|
2012 |
296,32 |
87,65 |
113,49 |
|
Всего |
978,57 |
231,34 |
529,62 |
Рис. 1. Принцип расчета внешнего эффекта общественной эффективности проекта в регионе
В состав косвенных эффектов входят следующие компоненты:
- социальный эффект – эффект от трудоустройства населения в регионе;
- эффект от использования альтернативного топлива вместо нефтяного топлива в разрезе оптимального ценообразования (рис. 2).
Принцип расчета эффекта от учета теневых цен представлен на рис. 3.
Рис. 2. Расчет денежной наличности от перевода автотранспорта на газовое топливо при оценке общественной эффективности проекта в регионе
Рис. 3. Принцип расчета эффекта от учета теневых цен проекта по переработке ПНГ
Наибольшая доля в общественной эффективности от проекта приходится на косвенные эффекты, а именно при замене нефтяного топлива (бензина) на сжиженный природный газ (СПГ), что за 6 лет эксплуатации денежный поток наличности для покупателей составил 19631,52 млн руб. Взаимосвязь денежных потоков проекта по переработке ПНГ в рамках анализа общественной эффективности представлена в табл. 2.
Проведенные расчеты показывают, что проект переработки нефтяного попутного газа относится к общественно значимым проектам, характеризующимся высоким уровнем общественной эффективности (табл. 3).
Таблица 2
Оценка общественной эффективности от проекта по переработке ПНГ, млн руб.
|
Показатель |
2007 г. |
2008 г. |
2009 г. |
2010 г. |
2011 г. |
2012 г. |
NPV (0%) |
NPV (10%) |
|
ДПН проекта для расчета общественной эффективности |
1446,9 |
5628,0 |
6007,8 |
5847,7 |
5267,7 |
5448,6 |
29646,8 |
26680 |
|
ДПН для государства |
514,7 |
1059,8 |
1118,1 |
1079,5 |
974,1 |
987,8 |
5734,1 |
4491,9 |
|
ДПН от экологической составляющей природного газа (ПГ) |
0,155 |
0,156 |
0,165 |
0,161 |
0,146 |
0,152 |
0,940 |
0,748 |
|
ДПН для покупателей |
3251,2 |
3281,1 |
3463,7 |
3374,3 |
3071,9 |
3188,7 |
19631 |
15709 |
|
ДП от снижения выплат за загрязнение ОПС |
40,9 |
63,4 |
93,8 |
111,7 |
106,2 |
113,5 |
529,6 |
403,1 |
|
ДПН от предоставления дополнительных рабочих мест |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,66 |
0,53 |
|
ДПН для акционерного капитала предприятия, осуществляющего проект |
-2138,3 |
331,6 |
1825,9 |
3885,6 |
5757,7 |
7669,8 |
17332,3 |
11286 |
Таблица 3
Показатели эффективности проекта по переработке попутного нефтяного газа за 2007-2012 гг.
|
Показатели |
Коммерческая эффективность |
Общественная эффективность |
|
Чистый дисконтированный доход (NPV), млн руб при 10%-й ставке при 0-й ставке |
3316,9 5212,7 |
22902,9 29646,8 |
|
Внутренняя норма доходности (IRR), % |
62,3 |
348 |
|
Срок окупаемости (PBP), лет при 10%-й ставке при 0-й ставке |
2 2 |
0 0 |
|
Индекс доходности (PI), руб при 10%-й ставке при 0-й ставке |
2,4 2,8 |
7,9 13,5 |
|
Дисконтированный срок окупаемости (DPP), лет при 10%-й ставке при 0-й ставке |
3,2 3,9 |
4,2 5,2 |
Для общественной эффективности срок окупаемости проекта составляет при 0-й и 10 %-й ставке дисконтирования несколько месяцев. Расчет коммерческой эффективности показывает, что проект окупается при 0-й и 10%-й ставке дисконтирования за 2 года. Внутренний уровень доходности, используемый в качестве другого важнейшего показателя общественной эффективности, составляет 348 %, а для коммерческой эффективности проекта он устанавливается на существенно более низком уровне и равняется 62,3 %. Расчет всех основных показателей эффективности свидетельствует о высокой общественной эффективности проекта по переработке попутного нефтяного газа.