Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 122

Кроме того, необходимо проводить сопоставление с условно называемым "нулевым" вариантом, который осуществляется из предпосылки "ничего не делать". В этом случае предполагается осуществление минимально возможных затрат, в основном направ­ленных на выполнение обязательных работ, связанных с безопас­ностью производства и экологическими мероприятиями. При этом возникает необходимость рассмотрения как минимум двух вариан­тов разработки - "нулевого" и предлагаемого. В некоторых случаях базовый и "нулевой" варианты могут совпадать. Экономическая эффективность инвестиций определяется лишь для той части средств, которая превышает затраты по "нулевому" варианту, но и доходную составляющую формирует лишь та часть товарной про­дукции, которая превышает добычу в "нулевом" варианте.

Вопросы ценообразования оказывают на принятие решения об осуществлении того или иного варианта не меньшее значение, чем капитальные вложения. Различные подходы в этом вопросе, с учетом многоступенчатой системы реализации газа, принятой в ОАО "Газпром", могут привести к искажению результатов.

Так, в "Проекте разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения", выполненном в 1997 г., проведена корректировка объемов добычи газа. В работе рассмотрено три варианта годовых отборов:

150 млрд. м3;

160 млрд. м3;

170 млрд. м3.

Для каждого варианта определен необходимый объем допол­нительных капитальных вложений, и произведены расчеты эконо-

85


мических показателей. На основании проведенных расчетов сделан вывод о необходимости принятия варианта с годовой добычей 150 млрд. м3. В пользу варианта свидетельствовали самые высокие показатели внутренней нормы доходности и чистого дисконтиро­ванного дохода, несмотря на то, что в этом варианте отбор газа на конец периода постоянной добычи, который составляет пять лет, на 90 млрд. м3 меньше, чем при годовом отборе 170 млрд. м\ Суммар­ный отбор газа на конец разработки в варианте добыче 150 млрд. м' также меньше.

Полученный результат обосновывается в проекте тем, что ка­питальные вложения в варианте на 150 млрд. м' на один миллиард рублей в ценах 1997 г. меньше (около 160 млн. долл. США по курс> на тот момент). Однако при реализации половины "дополнитель­ных" 20 млрд. м3 на экспорт по 80 долл. и при допущении, что 60 долл. идет на добычу, транспорт и налоги, дополнительная чис­тая прибыль составит 200 млн. долл., т.е. прирост прибыли пере­кроет капитальные вложения в первый же год. Объяснение тому факту, что в проекте разработки предлагается заведомо менее вы­годный вариант, кроется в принятой для расчетов цене реализации газа в размере 35,5 руб./1000 м3 (в 1997 г. эта цена являлась оптовой ценой покупки газа на промыслах). При этом нарушен основной принцип инвестиционного анализа, согласно которому необходимо учитывать все денежные потоки, возникающие в связи с проектом. То, что газ будет реализован потребителям по более высоким це­нам, а прибыль от реализации останется в распоряжении "Газпро­ма", не нашло отражения в расчетах. Результатом этого стало реше­ние об уменьшении объемов годовых и суммарного отборов газа.

Основной причиной возникновения вышеизложенных упу­щений, на наш взгляд, является несовершенство существующих нормативных и методических отраслевых документов. В первую очередь это относится к "Регламенту составления проектных доку­ментов по разработке газовых и газоконденсатных месторожде­ний". В 1999 г. была выпущена его новая редакция. Но, с точки зрения современных экономических подходов, документ не удов­летворяет требованиям сегодняшнего дня.

При расчете капитальных вложений набор объектов по УКПГ и УППГ не детализируется, а использование каких-либо аналогов может внести (и на практике вносит) искажения, так как

86