Табл. А. 2. 2. Представляет информацию необходимую для расчета издержек разработки месторождений уровня П. С нормой дисконта 10% средние приростные издержки на добычу газа равны $1.03 за каждый кубический фут для «сырого газа». Мы примем, что затраты разработки следующего уровня месторождений - уровня III - будут на 17% выше или $1.20/mcf
Данные издержки должны возмещать стоимость жидкости (конденсата), которая добывается, как побочный продукт вместе с газом и разделяется на газоперерабатывающем заводе для отдельной продажи. Текущая добыча газа в добывающих странах содержит 9% сжиженного природного газа и 11% конденсата. Вместе по стоимости они достигают до $0.60/mcf. Вычитаем затраты на переработку - около $0.20/mcf - остается $0.40/mcf - возмещенного дохода. Если цены на нефть возрастут, то доход тоже соответственно возрастет. С другой стороны, жидкого компонента в месторождениях разрабатываемых на уровне II может быть меньше, чем в месторождениях текущей разработки или затраты на переработку могут быть выше, если карбон диоксид или другие вредные компоненты имеются в газе. Учитывая данную неопределенность, мы примем возмещенный доход по конденсату - постоянным в прогнозируемом периоде.
Затраты по транспорту газа также должны быть оценены. Первоначальные инвестиции обеспечивают пропускную способность трубопровода в 850 mmcf в день. Используя данные табл. А. 2. 1., и такую же методологию как при расчете издержек по добыче, показанном в табл. А. 2. 2. - размер средних приростных издержек по транспорту газа составит $0.30 за каждый mcf. Эта цифра включает все издержки, требуемые для достижения проектируемой производительности в 850 mmcf в день. Следуя нашим оценкам спроса, это может произойти в 1998 году. Также могут потребоваться дополнительные капиталовложения в компрессорные станции или другие средства повышения пропускной способности. Однако маловероятно, что их средние издержки, превзойдут издержки по прокладке самого трубопровода.
А. 2.3. Примечание к вопросу истощения запасов.
Экстраполяция спроса на газ в секторах промышленности и электроэнергетики отдельно после оценки показана в табл. А. 2. 1. (среднегодовой рост уровня общего спроса почти выше 6%). Предположим, что для обеспечения газом долгосрочных потребителей требуется 15 лет добычи. Табл. А. 2. 3. показывает предполагаемые уровни добычи и требуемые уровни запасов относительно 2010,2015 и 2020 годов.
Доказанные извлекаемые запасы равны 30 tcf Также следует принять во внимание 10-15 tcf, которые могут быть добыты в будущем в результате процессов поиска и разведки. Первая строчка табл. А. 2. 3. показывает, что текущие доказанные запасы могли бы быть более чем достаточными, чтобы поддерживать уровень добычи 2.500 mmcf в день в течение 15 лет после 2010 года, когда приблизительно был бы достигнут данный уровень спроса (поскольку 25.2 < 30). Если ожидаемые будущие открытия будут выше уровня 15 tcf, тогда нехватка запасов не станет реальной вплоть до 2020 года, при уровне 4.000 mmcf в день (поддерживаемой в дальнейшие 15 лет). К середине 2015 года может иметь место умеренное увеличение запасов (2.8 tcf сверх имеющихся доказанных запасов) и как результат - уровень добычи 3.200 mmcf в день.
Чтобы рассчитать премию за истощение недр, нам необходимо знать стоимость замещения газа в 2015 году. На базе текущих прогнозов цен на топливо, предельное замещение в секторе электроэнергетики, вероятно, будет иметь место в виде импорта угля. При среднегодовом росте на 1% сегодняшних цен на уголь в 2015 году цена с. i. f. была бы $60/т (в настоящих ценах). Принимая в расчет изменяющиеся капитальные издержки и эффективность применения топлива, это было бы эквивалентом цены газа $2.60. Разница между данной величиной и затратами на добычу и транспорт газа в 2015 году ($2.60-$1.20+$0.40+$0.30=$1.50/mcf) представляет собой ресурсную ренту, накопленную от экономии при использовании газа. Настоящая стоимость этой разницы - это альтернативные издержки использования газа в более ранний период, замещая импортируемый уголь в будущем.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.