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

Компания добывает более 12 млрд куб. м газа в год и обладает огромным потенциалом для дальнейшего наращивания добычи благодаря наличию значительного объема запасов. Монетизации запасов газа способствует и реализуемая «Роснефтью» программа увеличения уровня использования попутного нефтяного газа до 95%, в том числе с целью соответствия перспективным требованиям российского законодательства. В области геологоразведки «Роснефть» реализует со своими зарубежными партнерами перспективные поисковые проекты «Сахалин-3» (Венинский блок) и «Сахалин-5» на основе акционерных операционных соглашений, что сводит к минимуму риски Компании. С Севера Венинский блок граничит с Айяшским лицензионным блоком проекта «Сахалин-3», на территории которого также находятся уже открытые и находящиеся в стадии разработки месторождения Чайво и Арктун-Даги, эксплуатируемые в рамках проекта СРП «Сахалин-1». Комплексный анализ всех вышеуказанных аспектов позволит сделать вывод о целесообразности принятия инвестиционного решения о дальнейшем освоении Северо-Венинского газоконденсатного месторождения по завершению этапа ГРР, оценить экономическую эффективность его освоения, а также определить стратегию дальнейших действий для достижения определенных целей и задач. затраты скважина цена газЗатраты на управление проектом включают: · затраты на содержание операционной компании, руководящей работами по проектированию и строительству; · затраты на привлечение соответствующих сервисных подрядчиков, обеспечивающих управление работами по проектированию и строительству. Затраты на управление проектом выделяются только на стадии проектирования и строительства, управление операционной компанией на стадии эксплуатации включено в OPEX (эксплуатационные затраты). Учитывая то, что проект реализуется на территории России, где затраты на привлечение персонала ниже среднемировых, к расчетам приняты затраты на управление проектом в объеме 7% от базовой стоимости обустройства. Возможное начало добычи газа Северо-Венинского месторождения проекта «Сахалин-3» (от 1,0 до 1,6 млрд. м3/год с 2015-2017 гг.) по срокам и объемам соответствует росту спроса на газ Комсомольского НПЗ, что создает возможность для синхронизации проектов строительства/реконструкции Комсомольского НПЗ и освоения Северо-Венинского месторождения.Ниже приводятся результаты по базовому варианту разработки Северо-Венинского месторождения для двух вариантов оценки запасов газа. В данной работе также (справочно) проведена оценка рентабельности проекта с учетом всех понесенных затрат на геологоразведку. С целью выполнения технико-экономического анализа в данной работе рассмотрено Северо-Венинское газоконденсатное месторождение, открытое ООО «Венинефть» - оператором Венинского шельфового участка (проект «Сахалин-3») в 2009 году, и на сегодняшний день единственное на лицензионном блоке с подтвержденными промышленными запасами газа. Однако в качестве гипотетического в данной работе рассмотрен и вариант поставки газа на экспорт (в случае соответствующего изменения существующего законодательного ограничения и допуска сторонних производителей газа к экспортным газотранспортным каналам). Однако: С учетом энергетической ситуации, сложившейся в результате техногенной катастрофы на японской атомной электростанции «Фукусима-1» в результате землетрясения и цунами, а также задач по обеспечению дополнительных объемов российского газа в ДВР, поставленных в этой связи Правительством РФ, возможен «политически стратегический» вариант ускорения освоения газа Северо-Венинского месторождения (как проекта наиболее близкого к стадии освоения на сахалинском шельфе кроме проектов СРП «Сахалин-1,2») с целью поставок газа на завод СПГ проекта «Сахалин-2» и последующим увеличением экспорта в Японию.Таким образом, по результатам выполнения комплекса геологоразведочных работ на Венинском лицензионном участке проекта «Сахалин-3», открытое в 2009 году газоконденсатное месторождение Северо-Венинское является единственным в блоке, о разработке которого может идти речь в настоящее время. С учетом существующей неопределенности в оценке запасов, и других аспектов, указанных и проанализированных в данной работе, дальнейшие стратегические шаги в отношении освоения Северо-Венинского месторождения представляются в следующей этапности: 1. В случае принятия положительных решений со стороны акционеров и МПР России незамедлительно приступить к практическим действиям в части маркетинга газа и поиску потенциальных покупателей. После определения конкретного покупателя и завершения соответствующих переговорных процессов выполнить уточненную оценку показателей экономической эффективности проекта с учетом конкретной продажной цены на газ. Результаты приведенного в данной работе технико-экономического анализа подтверждают возможность экономически эффективного освоения месторождения Северо-Венинское, даже при пессимистичной оценке запасов при условии достижения достаточно высокой договорной продажной цены на газ.

План исполнения проекта

Ниже приводятся результаты по базовому варианту разработки Северо-Венинского месторождения для двух вариантов оценки запасов газа.

Дата дисконтирования денежного потока - условно 01.01.2011 г.

В данной работе также (справочно) проведена оценка рентабельности проекта с учетом всех понесенных затрат на геологоразведку. Оценка капитализированных затрат на геологоразведку по Венинскому блоку на 01.01.2011 условно принята на уровне 400 млн. USD.

6.8.1 Основные экономические показатели для пессимистичного варианта запасов Северо-Венинского месторождения (25,3 млрд. м3)

Таблица 6.1 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (без учета ГРР)

ECONOMIC INDICATOR

Наименование показателя Ед. изм. Значение

Добыча конденсата млн. тонн 1,48

Добыча газа (товарный объем) млрд. м3 18,67

Валовая выручка млн. руб 187 038,56

НДПИ млн. руб 5 568,15

Транспортные расходы млн. руб 11 459,23

Налог на имущество млн. руб 1 684,01

OPEX (nominal) млн. руб 16 841,92

EBITDA млн. руб 150 366,69

EBIT млн. руб 130 049,95

Налог на прибыль млн. руб 26 009,99

Операционный денежный поток млн. руб 104 039,96

CAPEX (nominal) млн. руб 20 316,74

Возможные показатели эффективности проекта

IRR (ВНД) % 17,45%

NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12% млн. руб 8 199,89

DPBP (дис. срок окупаемости) лет 15

Таблица 6.2 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (с учетом ГРР)

ECONOMIC INDICATOR

Наименование показателя Ед. изм. Значение

Добыча конденсата млн. тонн 1,48

Добыча газа (товарный объем) млрд. м3 18,67

Валовая выручка млн. руб 187 038,56

НДПИ млн. руб 5 568,15

Транспортные расходы млн. руб 11 459,23

Налог на имущество млн. руб 2 081,70

OPEX (nominal) млн. руб 16 841,92

EBITDA млн. руб 149 969,00

EBIT млн. руб 116 740,26

Налог на прибыль млн. руб 23 348,05

Операционный денежный поток млн. руб 93 392,21

CAPEX (nominal) млн. руб 33 228,74

Возможные показатели эффективности проекта

IRR (ВНД) % 10,49%

NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12% млн. руб (4 008,66)

DPBP (дис. срок окупаемости) лет no payback (не окупается)

Таблица 6.3 Основные экономические показатели при продаже газа на экспорт (без учета ГРР)

Наименование показателя Ед. изм. Значение

Добыча конденсата млн. тонн 1,48

Добыча газа (товарный объем) млрд. м3 18,67

Валовая выручка млн. долл. США 5 910,77

НДПИ млн. долл. США 177,33

Транспортные расходы млн. долл. США -

Налог на имущество млн. долл. США 53,63

OPEX (nominal) млн. долл. США 536,37

EBITDA млн. долл. США 5 107,82

EBIT млн. долл. США 4 460,79

Налог на прибыль млн. долл. США 892,16

Операционный денежный поток млн. долл. США 3 568,63

CAPEX (nominal) млн. долл. США 647,03

Возможные показатели эффективности проекта

IRR (ВНД) % 18,38%

NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12% млн. долл. США 311,38

DPBP (дис. срок окупаемости) лет 14

Таблица 6.4 Результаты анализа чувствительности проекта при продаже газа на внутренний рынок

Sensitivities analysis (values change)

NPV

? -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%

Gas production (206) (165) (123) (82) (41) - 41 81 122 162 203

Gas price (278) (221) (165) (110) (55) - 54 109 163 217 270

Drilling 46 37 27 18 9 - (9) (18) (28) (37) (46)

Oilfield infrastructure 113 91 68 45 23 - (23) (46) (69) (91) (114)

OPEX 41 33 25 16 8 - (8) (17) (25) (33) (41)

IRR

? -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%

Gas production -5,61% -4,29% -3,09% -1,98% -0,96% - 0,90% 1,75% 2,57% 3,34% 4,09%

Gas price -8,06% -6,02% -4,26% -2,71% -1,29% - 1,20% 2,32% 3,38% 4,37% 5,33%

Drilling 1,22% 0,97% 0,72% 0,47% 0,23% - -0,23% -0,45% -0,67% -0,88% -1,09%

Oilfield infrastructure 3,46% 2,66% 1,92% 1,24% 0,60% - -0,56% -1,09% -1,58% -2,05% -2,50%

OPEX 0,92% 0,74% 0,56% 0,37% 0,19% - -0,19% -0,38% -0,58% -0,77% -0,97%

Таблица 6.5 Результаты анализа чувствительности проекта при продаже газа на экспорт

Sensitivities analysis (values change)

NPV

? -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%

Gas production (333) (266) (199) (133) (66) - 66 133 199 265 331

Gas price (383) (305) (229) (152) (76) - 76 152 228 303 379

Drilling 45 36 27 18 9 - (9) (18) (27) (36) (45)

Oilfield infrastructure 112 90 68 45 23 - (23) (45) (68) (90) (113)

OPEX 41 33 24 16 8 - (8) (16) (24) (33) (41)

IRR

? -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50%

Gas production -6,94% -5,30% -3,82% -2,45% -1,19% - 1,12% 2,18% 3,19% 4,15% 5,07%

Gas price -8,24% -6,23% -4,45% -2,84% -1,37% - 1,29% 2,49% 3,64% 4,72% 5,77%

Drilling 1,35% 1,07% 0,79% 0,52% 0,26% - -0,25% -0,50% -0,74% -0,98% -1,21%

Oilfield infrastructure 3,93% 3,03% 2,19% 1,41% 0,68% - -0,64% -1,24% -1,81% -2,34% -2,85%

OPEX 0,72% 0,58% 0,43% 0,29% 0,15% - -0,15% -0,29% -0,44% -0,59% -0,74%

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

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

Наименование показателя Ед. изм. Значения

Сценарные условия

Инфляция % MS RN 2010

Средняя цена нефти Brent до 2030 $/бар 93

Средняя цена нефти Urals до 2030 $/бар 91

Цена газа (в 2010 г.) руб/1000м3 2 218

Ставка дисконтирования % 20

Экономические показатели

Добыча конденсата млн. тонн 0,9

Добыча газа (товарный объем) млрд.м3 39,5

Валовая выручка млн. руб 288 383

Транспортные расходы млн. руб 3 006

Экспортная пошлина млн. руб 8 992

НДПИ млн. руб 9 286

Налог на имущество млн. руб 1 425

OPEX (ном) млн. руб 16 648

EBITDA млн. руб 249 026

EBIT млн. руб 230 773

Налог на прибыль млн. руб 46 155

Чистая прибыль млн. руб 184 618

Операционный денежный поток млн. руб 202 872

CAPEX (ном) млн. руб 18 254

Возможные показатели эффективности проекта

IRR (ВНД) % 25,5

NPV (ЧДД) млн. руб 2 738

NPV/бар руб/бар 412

DPBP (Дис. срок окупаемости) год 15

DPI (Дис. индекс прибыльности) 1,47

Ожидаемые показатели эффективности РН

Exploration cost (затраты на ГРР) млн. руб 4 964

Вероятность успешности бурения % 90,0

ENPV руб/бар 2 149

ENPV per bbl 324

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

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

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

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

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

Наименование показателя Ед. изм Значения

Расходы 26 540

Финансирование за счет собств. средств млн. руб 9 860

Выплаченные проценты партнеру млн. руб 649

Возврат займа партнеру с учетом капитализированных процентов млн. руб 9 700

Налог на дивиденды млн. руб 6 331

Доходы 154 798

Займ от партнера млн. руб 5 235

Возврат займа с учетом капитализированных процентов от Оператора млн. руб 20 127

Полученные проценты по займу Оператора млн. руб 2 819

Выручка через дивиденды млн. руб 126 617

Показатели эффективности проекта (c учетом Carry)

Операционный денежный поток млн. руб 123 815

IRR (ВНД) % 22,6%

DPBP (Дис.срок окупаемости) год 1

7. Задачи технико-экономического анализа. Варианты разработки месторождения

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

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

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

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

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

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

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

Базовый вариант развития проекта предполагает: · Строительство береговой буровой площадки на косе Пластун в 2013-2014 гг.;

· Аренду берегового бурового комплекса начиная с 2014 г.;

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

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

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

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

7.1 Реализация добытой продукции. Маркетинг газа

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

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

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

Анализ вопросов маркетинга газа показывает, что небольшой объем годовой добычи газа по проекту может быть использован как преимущество проекта. Рассмотрены 2 варианта реализации газа: · На внутреннем рынке с использованием существующей инфраструктуры. Одним из потенциальных покупателей является Комсомольский НПЗ ОАО «НК «Роснефть», планы развития которого соответствуют срокам получения газа на Северо-Венинском месторождении;

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

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

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

7.2 Экономические показатели эффективности проекта. Риски

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

Таблица 7.1 Без учета ранее понесеных затрат на ГРР

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ

Цена газа внутренний рынок Цена газа на экспорт

IRR 17,45% 18,4%

NPV (при ставке дисконтирования 12%) 8 199 890 000 рублей 311 mln.$

Таблица 7.2 С учетом ранее понесенных затрат на ГРР

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ

Цена газа внутренний рынок Цена газа на экспорт

IRR 10,49% 11,2%

NPV (при ставке дисконтирования 12%) - 4 008 660 000 рублей - 65 mln. USD

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

Экономические показатели проекта при варианте оценки запасов 25,3 млрд. м3 могут быть существенно улучшены только путем достижения более высокой договорной цены на поставки газа с потенциальным покупателем, либо в случае принятия стратегического решения Компании по обеспечению газом собственных НПЗ для внутренних нужд, либо в случае «политического» решения об обеспечении дополнительных объемов газа для поставок СПГ в Японию.

Для оптимистичного варианта оценки запасов 49,02 млрд. м3 газа

Таблица 7.3 Без учета ранее понесенных затрат на ГРР

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ

Цена газа внутренний рынок

IRR 25,5%

NPV (при ставке дисконтирования 20%) 2 738 000 000 рублей

Таблица 7.4 С учетом ранее понесенных затрат на ГРР и обязательств по возврату займа

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТ

Цена газа внутренний рынок

IRR 22,6%

Операционный денежный поток поток 123 815 000 000 рублей

Анализ чувствительности в любых вариантах показывает наибольшую чувствительность к объему добытого газа и цене на газ. Следует отметить, что существует возможность значительного улучшения экномической эффективности проекта по цене на газ, так как принятая для расчетов данного технико-экономического анализа цена на газ является минимально возможной, и основанной на установленной Федеральной службой по тарифам цены на газ для ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», являющегося владельцем действующего газопровода до г. Комсомольск-на-Амуре. Постановление ФСТ России регулирует и фиксирует определенную минимальную цену только для производителей газа, являющихся собственниками газотрубопроводных систем. ООО «Венинефть» не подпадает под условия ФСТ, и следовательно, может рассчитывать на договорную цену, существенно выше регулируемой. Например, по данным 2010 года проект «Сахалин-1» реализует газ на внутренний рынок по цене на 50% выше цены ФСТ. При этом данная цена в рамках проекта «Сахалин-1» не является максимальной ценой продажи газа, зафиксированной в регионе.

Важно отметить, что основным и главным риском по проекту является неподтверждение массивного строения залежи и соответственно подтверждение пессимистичного варианта оценки запасов. Данный риск может быть снят только бурением поисково-оценочной скважины Северо-Венинская №3, что предусмотрено программой работ на 2012 год, планом развития проекта и оценкой капитальных затрат.

7.3 Организационно-управленческие решения при переходе на стадию освоения месторождения. Особенности проекта

С получением добычной лицензии и переходом к этапу обустройства и разработки потребуется и изменение организационной структуры компании-оператора.

В настоящий момент проект находится в стадии ГРР, которая характеризуется высокой степенью геологического риска в отношении возможного открытия залежей с содержанием УВ промышленного значения. На данной стадии проект ведется на основе политики компаний-акционеров, предусматривающих с учетом геологического риска минимальные сопутствующие и накладные затраты. На данном этапе компания-оператор не заполняется персоналом на постоянной основе - все специалисты ООО «Венинефть» являются сотрудниками материнских компаний-акционеров и выполняют производственные задачи в Операторе на условиях совместительства. В случае не успеха ГРР и закрытия проекта все специалисты компаний-акционеров отзываются с ликвидирующегося проекта и направляются на другие новые проекты ГРР, либо уже действующие нефтегазовые проекты. При ведении операционной деятельности в собственность Оператора не приобретается недвижимое имущество (офисы, транспорт, базы, склады и прочее оборудование). На данном этапе в собственность приобретается лишь минимально необходимое для производственных задач количество материально-технических средств и расходных материалов.

Все операционные работы в максимально возможном объеме выполняются путем привлечения специализированных подрядчиков и субподрядчиков на условиях предоставления аренды и оказания услуг.

В случае принятия всех необходимых для дальнейшего освоения инвестиционных решений и перехода к стадии обустройства и добычи потребуется кардинальное изменение организационной структуры предприятия и создания полноценной газодобывающей организации производства. Компания-оператор должна быть укомплектована персоналом на постоянной основе, состоящим из производственно-технического сектора (приложение 2) и сектора управленческого состава. С этой целью потребуется создание собственной полноценной службы кадров и социального обеспечения. Кроме того должны быть решены задачи отдельного местонахождения центрального офиса, вопросы транспорта, приобретения либо аренды баз снабжения и хранения материалов и оборудования, и решены многие другие организационные вопросы самостоятельного добычного предприятия.

Для решения задач и достижения целей проекта, начиная с этапа обустройства, не исключается возможность, а может даже и необходимость, заключения с муниципальной властью прилегающего субъекта и с отдельными родовыми общинами Коренных малочисленных народов Севера (КМНС), исконно проживающими на прилегающей к лицензионному участку шельфа территории, соглашений о социально-экономическом сотрудничестве и развитии, что потребует дополнительных финансовых средств. Для решения подобных социально-экономических, экологических и природоохранных вопросов в компании-операторе должна быть создана специальная группа по взаимодействию с органами федеральной исполнительной власти, муниципальной властью субъектов региона, общественными природоохранными и экологическими организациями, а также малыми этническими группами населения (КМНС) и отдельными группами граждан.

Вопросы проработки новой организационной структуры компании-оператора и принятия соответсвующих организационно-управленческих решений, сопутствующих созданию самостоятельного добычного предприятия должны быть решены сразу после принятия главного инвестиционного решения о получении лицензии на разведку и добычу углеводородов Северо-Венинского месторождения.Таким образом, по результатам выполнения комплекса геологоразведочных работ на Венинском лицензионном участке проекта «Сахалин-3», открытое в 2009 году газоконденсатное месторождение Северо-Венинское является единственным в блоке, о разработке которого может идти речь в настоящее время.

С учетом существующей неопределенности в оценке запасов, и других аспектов, указанных и проанализированных в данной работе, дальнейшие стратегические шаги в отношении освоения Северо-Венинского месторождения представляются в следующей этапности: 1. Завершение этапа ГРР. Бурение поисково-оценочной скважины. По результатам бурения выполнение точной оценки запасов месторождения.

2. Уточнение возможной (при отсутствии конкретного покупателя и продажной цены газа) экономической модели освоения месторождения на основе полученной точной оценки запасов.

3. Принятие акционерами инвестиционного решения о целесообразности дальнейшего освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения и обращения в МПР России за получением государственной лицензии на разведку и добычу.

4. В случае принятия положительных решений со стороны акционеров и МПР России незамедлительно приступить к практическим действиям в части маркетинга газа и поиску потенциальных покупателей. После определения конкретного покупателя и завершения соответствующих переговорных процессов выполнить уточненную оценку показателей экономической эффективности проекта с учетом конкретной продажной цены на газ.

5. Параллельно коммерческим действиям приступить к формированию компании-оператора как самостоятельного газодобывающего предприятия.

6. Выполнение и завершение обустройства и строительства объектов производственной и транспортной инфраструктуры проекта.

7. Выполнение и завершение строительства 3-х эксплуатационных скважин.

8. Начало добычи, подготовки и траспортировки газа покупателю.

9. Выход проекта на полную добычную мощность.

10. Достижение прибыли от продаж газа, достаточной для погашения иностранному партнеру кредитного займа на стадии ГРР и возмещения вложенных средств. Получение чистой прибыли от реализации проекта.

Результаты приведенного в данной работе технико-экономического анализа подтверждают возможность экономически эффективного освоения месторождения Северо-Венинское, даже при пессимистичной оценке запасов при условии достижения достаточно высокой договорной продажной цены на газ. При этом откладывание принятия инвестиционного решения о получении лицензии на разведку и добычу, и, соответственно, откладывание начала разработки ухудшает экономические показатели проекта в связи с большим объемом и сроком дисконтирования ранее понесенных затрат.

В настоящее время этап ГРР на Венинском лицензионном участке подходит к концу. В случае его успешности и принятия решения о дальнейшем освоении Северо-Венинского месторождения этот проект может стать первым проектом на сахалинском шельфе Охотского моря, реализуемом на условиях действующего национального налогового режима и запущенном после более чем 15-летнего перерыва с момента ввода в эксплуатацию месторождений проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», действующих на условиях соглашений о разделе продукции.

С учетом сложившейся геополитической ситуации в энергетическом балансе внутри Российской Федерации и внешнем рынке энергоресурсов стран Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона ввод в эксплуатацию и освоение новых месторождений газа, и в особенности на континентальном шельфе, становится одним из приоритетных стратегических направлений деятельности многих международных и российских вертикально-интегрированных компаний, к которым относится и основной акционер Венинского блока проекта «Сахалин-3» - крупнейшая нефтяная компания России «ОАО «НК «Роснефть».

Описания официальных документов: 1. Федеральный закон от 18.07.2006 №117-ФЗ «Об экспорте газа».

2. Приказ Федеральной службы по тарифам от 16.10.2010 «Об оптовых ценах на газ, добываемый ОАО «НК «Роснефть» и реализуемый потребителям Сахалинской области и Хабаровского края, и тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для независимых организаций».

3. Приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 03.09.2007 об утверждении «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная программа)

Учебники и учебные пособия: 1. Инвестиционные нефтегазовые проекты: эффективность и риски: учебное пособие. / В.Д. Зубарева, А.С. Саркисов, А.Ф. Андреев - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. - 259 с.

2. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник. / В.Ф. Дунаев, В.А. Шпаков, Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. Под редакцией В.Ф. Дунаева. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 352 с.

3. Организация производства: учебник для вузов. / Э.А. Крайнова, А.Ф. Андреев - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. - 250 с.

4. Основы менеджмента (нефтяная и газовая промышленность): учебник. А.Ф. Андреев, С.Г. Лопатина, М.В. Маккавеев, Н.Н. Победоносцева - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007.264 с.

Размещено на .ur