Системно-стратегический анализ путей диверсификации поставок природного газа
На правах рукописи
МЕЩЕРИН ИГОРЬ ВИКТОРОВИЧ СИСТЕМНО-СТРАТЕГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПУТЕЙ ДИВЕРСИФИКАЦИИ ПОСТАВОК ПРИРОДНОГО ГАЗА Специальности: 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации (в нефтяной и газовой промышленности) 05.02.22 – Организация производства (в нефтяной и газовой промышленности)
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва - 2012
Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Газпром» (ОАО «Газпром»)
Научный консультант: доктор технических наук, профессор Лесных Валерий Витальевич
Официальные оппоненты: доктор технических наук, член-корр. РАН Филиппов Сергей Петрович доктор экономических наук, профессор Брагинский Олег Борисович доктор технических наук, профессор Иванов Павел Евгеньевич
Ведущая организация: Академия народного хозяйства при Правительстве Российской Федерации
Защита состоится «27» марта 2012 года в 10.00 час. на заседании диссертационного совета Д 212.291.03 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул.
Первомайская, д. 13.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета
Автореферат разослан «_» _ 2012 года.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат физ.-мат. наук, доцент Ю.Г. Смирнов
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Cтратегия глобализации и расширения бизнеса ОАО «Газпром» энергетической компании мирового уровня должна учитывать как обеспеченность ресурсами, в первую очередь природным газом, так и диверсификацию средств его доставки потребителям из новых газодобычных провинций, расположенных не только в прибрежных зонах и на шельфе, но в перспективе и в открытом море. Следует не только обеспечивать доступ к новым, отдаленным и коммерчески привлекательным рынкам, таким как рынки Северной Америки и Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), но и гарантировать защиту традиционных рынков в Европе.
Необходимо рассматривать различные варианты снижения рисков поставок энергоносителей за счет комбинированного использования трубопроводного сухопутного, трубопроводного морского и сжиженного природного газа (СПГ), а также поиска и внедрения инновационных решений. Это предполагает развитие новых технологий добычи и переработки природного газа, в том числе и для морских месторождений с последовательным переходом на полностью подводное обустройство в глубоководных зонах, а также строительство и эксплуатацию новых систем транспорта, включая использование морских трубопроводов для транспорта природного газа и танкеров – для СПГ, компримированного газа (КПГ) и газовых гидратов.
Необходимо также учитывать, что процесс формирования глобального газового рынка в долгосрочном периоде происходит на фоне дефицита энергоресурсов, а в последние годы фактически за счет повышения эффективности производства, транспорта и интенсивного развития инфраструктуры сжиженного природного газа.
Масштабное применение СПГ привело к изменению парадигмы газового рынка, газ практически становится биржевым товаром. Доступ конкурентоспособной продукции к любым рынкам даже без учета дефицита обеспечивается инициативой потребителя, следовательно, риски ликвидности для новых проектов относительно низки.
Возможность физически перемещать большие объемы газа с одного рынка на другой в зависимости от спроса неуклонно ведет в будущем к формированию единой мировой цены на газ. Газовый рынок эволюционирует по принципам, известным из истории рынка нефтяного. Кроме того, на протяжении последних десятилетий наблюдается высокая волатильность цен на энергоресурсы1, с одной стороны, и умеренная межценовая корреляция на территориально удаленных спотовых рынках газа, с другой стороны2, что открывает возможности извлечения существенных дополнительных прибылей нефтегазовым компаниям от перенаправлений объемов газа с одного рынка на другой. В условиях обостряющейся конкуренции между энергетическими компаниями это делает не только целесообразным, но и необходимым разработку и применение совершенно новых инструментов, обеспечивающих адекватное реагирование на возникающие изменения. Дело не только в диверсификации путей доставки. Необходимы новые эффективные средства доставки природного газа на различные удаленные и высокодоходные рынки, в первую очередь, с использованием судов метановозов. Следовательно, необходимо оперативно решать важную научно-техническую проблему диверсификации путей поставок трубопроводного и сжиженного природного газа в ОАО «Газпром», что предполагает не только строительство морских газопроводов, но в первую очередь эффективное развитие ресурсов, предоставляемых технологией СПГ.
Степень научной разработанности. Выполненные к настоящему времени научные исследования по обоснованию путей диверсификации поставок природного газа на рынки носят фрагментарный характер, не в полной мере учитывают изменение внешней финансово-экономической Так, например, волатильность (логарифмическая доходность) среднемесячных цен на природный газ на спотовых рынках Henry Hub и NBP составляет соответственно 14,7% и 12% [Зубарев Г.В. и др.
Обоснование экономически эффективных вариантов поставок сжиженного природного газа в условиях не определенности//Экономическая наука современной России, №3 (54), 2011, с. 135-153] Например, коэффициент корреляции между логарифмическими приращениями среднемесячных цен на рынках Henry Hub и NBP составил 0, среды, возможности, предоставляемые новыми технологиями транспорта газа, а также возникающие при этом риски.
Проблема. Диверсификация способов транспортировки природного газа на рынки с целью реализации стратегии развития газовой отрасли Российской Федерации.
Цель. Научное обоснование и практическая разработка альтернативных приемов транспорта природного газа на рынки и их диверсификация.
Задачи исследования:
1. Проведение анализа глобального рынка природного газа.
2. Разработка подходов к системному анализу строительства и эксплуатации морских газотранспортных систем.
3. Развитие методов анализа производства и транспорта СПГ.
4. Развитие методов анализа и экспертизы СПГ-проектов с использованием экономических механизмов.
5. Проведение системно-стратегического анализа пилотных проектов производства, транспорта и реализации сжиженного природного газа.
Защищаемые положения:
1. Методический подход (бассейновый анализ) и результаты анализа способов транспорта трубопроводного и сжиженного природного газа на различные сегменты глобального газового рынка.
2. Системно-ориентированные модели и методы управления проектами, основанные на совместном использовании имитационного моделирования и автоматизированного управления эксплуатацией газотранспортных систем (ГТС) на основе ГИС-технологий.
3. Результаты систематизации геополитических и технико экономических проблем и технологий производства, транспорта и размещения заводов по производству СПГ.
4. Алгоритм выбора эффективных проектов СПГ с учетом их экономической эффективности и рисков.
5. Результаты применения разработанных подходов и методов системно-стратегического анализа при разработке стратегии развития производства, транспорта и реализации сжиженного природного газа в ОАО «Газпром».
Научная новизна. Впервые автором выполнен системно стратегический анализ путей и способов диверсификации поставок природного газа для ОАО «Газпром», позволяющий рассматривать в качестве основных два дополнительных способа морского транспорта природного газа на различные, в первую очередь отдаленные рынки морской трубопроводный и в сжиженном состоянии. Разработанные им приемы и инструменты системного анализа поставок трубопроводного и сжиженного природного газа на различные сегменты глобального рынка, включая методы декомпозиции и синтеза, убедительно показали не только возможность, но и необходимость морского транспорта газа не только в трубопроводном виде, но, в первую очередь, в виде СПГ, как фактора диверсификации путей поставок природного газа, глобализации газового рынка, снижения рисков и получения дополнительной прибыли.
Автором показано, что разработка системно-ориентированных моделей и методов управления проектами, использование приемов имитационного моделирования в интегрированных и дифференцированных системах управления проектами, а также применение автоматизированной системы управления эксплуатацией ГТС на основе ГИС-технологий позволяют эффективно осуществлять проектирование, строительство и эксплуатацию морских газопроводов.
Впервые для энергетической компании мирового масштаба выполнен анализ производства и транспорта сжиженного природного газа, включающий в себя рассмотрение технологических процессов сжижения природного газа, проведение анализа развития технологий производства СПГ в условиях российского арктического шельфа, технологий транспорта сжиженного природного газа, а также выполнение анализа систем обустройства и размещения терминалов регазификации СПГ.
Разработаны методы системно-стратегического анализа и экспертизы проектов по диверсификации поставок природного газа, основанные на применении принципов системного анализа к направлениям и способам морского транспорта газа, анализе рисков и выборе оптимального инвестиционного проекта.
Разработанные автором методы и подходы позволили создать пионерную стратегию развития производства, транспорта и реализации сжиженного природного газа в ОАО «Газпром», включая сценарии наращивания объемов СПГ с учетом результатов анализа рынков и сырьевой базы и пространственно-временную оптимизацию проектов СПГ в региональном и глобальном масштабах.
Практическая реализация. Разработана программа реализации стратегии развития производства, транспорта и реализации сжиженного природного газа в ОАО «Газпром», позволяющая диверсифицировать пути поставки природного газа на различные сегменты глобального рынка, в том числе и удаленные.
Апробация работы и публикации. Материалы диссертации докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на более чем 30 международных и российских научно-технических конференциях и семинарах.
По материалам выполненного исследования опубликовано 37 работ, включая 4 монографии и 22 работы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ для докторских диссертаций.
Структура работы. Диссертационная работа включает введение, пять глав, основные выводы, список литературы и приложение. Работа изложена на 405 страницах машинописного текста, содержит 59 таблиц и рисунков. Библиографический список включает 230 наименований.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении охарактеризованы актуальность, цель и основные задачи исследований, раскрыты новизна и практическая значимость полученных результатов.
В первой главе выполнен анализ альтернативных путей транспорта природного газа на различные сегменты глобального рынка.
Представлен системный анализ путей транспорта природного газа в различные регионы. Показано, что инвестиционные программы, связанные с реализацией проектов по диверсификации путей транспорта природного газа на различные рынки, должны рассматриваться как сложная система, и ее решение должно осуществляться с использованием методологии системного анализа.
В последние десятилетия заметно повысились масштабы и сложность управляемых технических и социально-экономических систем. Это дало импульс к широкому развертыванию теоретических и прикладных системных исследований, разработке методологии системного подхода к изучению сложных систем, принципов системного анализа их функционирования и развития, включая рассмотрение глобального рынка природного газа с использованием принципов системного анализа.
В работе показано, что инвестиционный проект (ИП), связанный со строительством тех или иных средств доставки природного газа на рынки – это система взаимоотношений заинтересованных лиц (участников), обеспечивающая движение различных ресурсов (интеллектуальных, административных, финансовых и др.), в результате которого создаются физические объекты, являющиеся источником изменения благосостояния участников. Таким образом, если целью ИП является изменение благосостояния участников, то оптимальным управлением ИП является такое управление, которое обеспечивает максимальное положительное приращение благосостояния за расчетный период. Рассмотрено иерархическое построение ИП в газотранспортной отрасли.
Показано, что с точки зрения современного развития техники следует расширить понятие магистрального транспорта газа за рамки трубопроводного и включить сюда судовые перевозки сжиженного газа (СПГ-LNG), сжатого газа высокого давления (КПГ-CNG/PNG), перевозку продуктов переработки газового сырья в синтетическое топливо (СЖТ-SPG) и в твердые газовые гидраты (рис. 1). При этом также возникает задача оптимизации путей поставки газа на различные рынки.
Рис. 1. Схема морской транспортировки природного газа В работе выполнено модельное исследование транспорта возрастающих объемов природного газа на различные расстояния с использованием альтернативных видов транспорта: трубопроводного (сухопутного и морского), в виде КПГ и СПГ.
Сравнительный анализ различных способов транспорта природного газа на рынки показывает: транспорт в виде КПГ может быть эффективен при относительно небольших объемах газа [до 9 млрд м3] и средних до [25-30] млрд м3 и до [2000 дистанциях [500-1500] км, трубопроводный 2500] км, СПГ при дистанциях свыше 2500 км и объемах более 6-7 млрд м практически всегда имеет преимущество (рис. 2).
Рис. 2. График зависимости cost+ от объемов транспортируемого газа.
Заданное расстояние 3500 км В работе выполнен системный анализ транспорта трубопроводного и сжиженного природного газа на различные сегменты глобального рынка.
Рассмотрены сложившиеся на данный момент особенности ценообразования на природный газ в зависимости от способов его транспорта:
трубопроводного или танкерного.
Для иллюстрации того, как эффективная цена СПГ может превосходить среднерыночную, в работе рассмотрен следующий пример. На два ликвидных рынка A и B предусматривается поставка газа некоторой компанией по контрактам как трубопроводным транспортом (на рынок А), так и в виде СПГ (также на этот рынок А). Предположим, что в силу определенных причин (суровая зима) на рынке B резко возрос спрос на газ и выросли цены. Объемы поставок газа на рынок А в этих условиях не будут максимальными в силу низкого спроса (скорее всего потребители будут закупать газ в минимальных объемах, предусмотренных контрактными обязательствами). В этих условиях компания имеет возможность продавать газ на рынке B по максимальной цене для удовлетворения возросшего спроса. Основными условиями такого перенаправления являются: наличие свободных регазификационных мощностей на рынке B, танкеров для транспортировки необходимых объемов на рынок B, а также возможность закрытия обязательств компании за счет использования свободных трубопроводных мощностей и (или) покупки необходимых объемов газа на спотовом рынке А.
Выполненный анализ показывает, что СПГ предоставляет поставщику газа гораздо больше возможностей извлечения прибыли за счет использования основных экономических закономерностей. Выявлено, что на практике не менее 20 % поставок СПГ в течение года может быть перенаправлено для повышения эффективности использования ценовой разницы на различных рынках. В то же время ценовой потенциал арбитража составляет, по меньшей мере, 15-20% базовой цены, а анализ практики и экспертных оценок позволяет говорить о ценовом арбитраже до 300 %.
Проведенный анализ показал, что транспорт газа в сжиженном состоянии выступает в качестве фактора глобализации газового рынка и снижения рисков поставок энергоносителей. В работе прослежены основные экономические тенденции развития поставок и продаж СПГ на рынке газа в последние годы, предложена оценка последних изменений, включая влияние текущего экономического кризиса, в частности проблем на кредитных рынках, на реализацию крупномасштабных проектов СПГ. При этом учитываются как долгосрочные тенденции развития финансовых структур и методов в секторе СПГ, так и последние изменения, в том числе рост стоимости проектов и меняющиеся цены на газ.
По состоянию на 2007 г. торговля СПГ составила 226 млрд м3, при этом сегмент рынка природного газа охватил все заселенные континенты мира (рис. 3).
Рис. 3. Основные направления торговли природным газом в 2007 г., млрд м До недавних пор газовые рынки оставались региональными, изолированными, но развитие торговли СПГ и гибкость, достигаемая за счет морских перевозок, являются главными движущими силами глобализации газового рынка. Физические перемещения объемов газа с одного рынка на другой под влиянием роста цен увеличивают взаимное влияние и зависимость региональных сегментов. Все большее значение приобретают краткосрочные контракты на поставку СПГ и разовые сделки. Гибкость в сфере СПГ сыграла большую роль в балансе международного рынка в 2007 2009 гг. Стремительному изменению газового рынка способствуют следующие факторы:
снижение собственного производства на развитых рынках, увеличение потребности в импорте;
рост потребления на развивающихся рынках, с населением около половины от населения Земли;
стремление стран-импортеров к диверсификации поставок газа и обеспечению своей энергетической безопасности;
либерализация рынков природного газа, стремление обеспечить большую гибкость поставок;
мировая торговля СПГ становится более интенсивной в условиях возможности быстрого масштабного перенаправления поставок между удаленными сегментами глобального рынка;
большой технологический прогресс, достигнутый в сфере производства, морской транспортировки и использования СПГ;
стремление стран-производителей использовать свои запасы, включая труднодоступные;
исчерпание «старых» ресурсных баз и смещение запасов природного газа в сторону стран и регионов, удаленных от основных рынков сбыта: увеличение расстояний между рынками и сырьевыми базами повышает конкурентоспособность СПГ.
Рассмотрено влияние на развитие проектов СПГ таких факторов, как энергетическая политика, изменения на финансовых рынках, рост издержек и затрат, изменение моделей финансирования СПГ-проектов.
Проведен системный анализ и моделирование транспорта СПГ на спотовый рынок. Разработана имитационная модель спотового рынка, в которой возможно рассмотрение различных вариантов стратегии в зависимости от критерия принятия решения.
В работе также рассмотрена задача оптимального расположения заводов СПГ по отношению к потребителям, связанная с задачей обеспечения надежности поставок энергоносителей. В качестве критерия оптимального расположения заводов предложен критерий минимизации возможных недопоставок потребителям с учетом минимизации транспортных расходов.
Данная задача предполагает, что изначально составлены функции воз можной территориальной локализации для каждого завода СПГ, определяю щие возможное местоположение каждого завода. Для i -го завода обозначим такую функцию координат как liE (x, y) 0, 1 i n, где n - общее количест во необходимых заводов. Подобные функции введены также и для потреби телей - lD, где 1 j m, под m обозначено количество потребителей.
j Каждый завод СПГ характеризуется следующими величинами: E imax максимальная производительность i -го завода, и E ij - объем поставок из i -го завода j-у потребителю.
Для каждой реализации спроса определяется допустимое множество всевозможных поставок СПГ, удовлетворяющих текущую реализацию слу чайного спроса ):
( 1, 2,..., m E ij 0, i 1,2,,n, j 1,2,,m, n (1) E( ) E E ij ( ), j 1,2,,m,.
j i m E imax, E ij i 1,2,,n j Для каждого оцениваются минимальные затраты, определяемые наи лучшим размещением заводов и потребителей. В качестве оценочной стои мости принята следующая функция:
n nm x j ) 2 (y i y j)2.
C(x, y ) min E ij (x i (2) E E( ) i1jn Функция штрафа за недопоставки имеет вид:
m x j )2 y j )2.
F(x, y ) max j ( ) (x i (yi (3) 1in j Чтобы минимизировать ожидаемую стоимость транспортировки при надежном покрытии спроса, предлагается использовать модель ожидаемого (среднего) значения. Данная модель обладает тем свойством, что фактически не зависит от функций распределения случайных величин спроса потребите лей. Соответственно задача оптимизации формулируется следующим обра зом:
min P(F(x, y ) r)dr x,y при ограничениях :. (4) liE (x, y) lD (x, y) j Задача (4) является задачей линейного программирования, которая решается симплекс-методом или модифицированным симплекс методом.
Во второй главе представлена методология диверсификации поставок российского природного газа путем строительства и эксплуатации морских трубопроводов.
В главе выполнен анализ газовых рынков, основных маршрутов поставок газа от газовых месторождений Западной Сибири к экспортным рынкам Западной Европы, показаны основные проблемы, связанные с транзитом газа. Также выполнен анализ реализуемых в настоящее время крупных газотранспортных проекты («Голубой поток», «Северный поток», «Южный поток»), направленных на снижение рисков перерыва в газоснабжения по вине стран-транзитеров и повышение энергетической безопасности России и стран импортеров.
Выполнен подробный анализ проекта «Голубой поток», реализация которого была связана с целым рядом качественно новых задач на стадии проектирования, строительства и эксплуатации.
Проект «Голубой поток» включал значительную по протяженности сухопутную часть с глубоководной морской частью, что в значительной мере усложнило как само проектирование, так и эксплуатацию газопровода.
Напряженные сроки реализации проекта, значительные объемы привлекаемых средств, сложные схемы инвестирования, участие большого количества кредитных организаций и подрядных фирм, сложные режимы эксплуатации газопровода и значительные объемы транспортируемого газа делал проект весьма чувствительным к эффективности организации работ и качеству управления, чего невозможно добиться без использования информационных технологий и систем управления.
Для решения этих задач разработаны методы управления проектированием, строительством и эксплуатацией морских газопроводов с использованием информационно-управляющих систем (Мещерин, 2001).
Выполненный анализ мирового опыта сооружения газопроводов вообще и морских трубопроводов в частности показывает, что применение современных информационных технологий для управления потоками технической информации на всех стадиях проектирования, строительства и эксплуатации газопроводов обеспечивает преемственность решений, принимаемых на различных стадиях реализации инвестиционного проекта, позволяет существенно снизить технические риски и избежать серьезных эксплуатационных издержек, которые в морском трубопроводном транспорте часто непосредственно зависят от своевременности получения и правильности интерпретации исходной информации. Таким образом, создание Интегрированной информационно-управляющей системы (ИИУС), охватывающей все стадии проектирования, строительства и эксплуатации газопровода и основанной на едином методологическом подходе и единой базе данных, является актуальной научной задачей.
Выполненный анализ мирового опыта сооружения газопроводов вообще и морских трубопроводов в частности показал, что применение современных информационных технологий для управления потоками технической информации на всех стадиях проектирования, строительства и эксплуатации газопроводов обеспечивает преемственность решений, принимаемых на различных стадиях реализации инвестиционного проекта, позволяет существенно снизить технические риски и избежать серьезных эксплуатационных издержек, которые в морском трубопроводном транспорте часто непосредственно зависят от своевременности получения и правильности интерпретации исходной информации. В работе показано, что создание интегрированной информационно-управляющей системы (ИИУС), охватывающей все стадии проектирования, строительства и эксплуатации газопровода и основанной на едином методологическом подходе и единой базе данных, позволяет эффективно решить значительную часть возникающих при реализации проекта задач.
Модель оперативного управления на основе обратной связи представлена на рис. 4.
В целом, степень реализованности проекта следует оценивать путем измерения того, в какой мере потребности участников удовлетворены в результате всего процесса. Очевидно, что эти проблемы решаются только путем построения интегрированных систем управления проектами.
Стратегическое управление проектом проектные цели Внешние ограничения Планирование, (внешняя среда) перепланирование Цели, планы, критерии Отклонения от целей Контроль, Входной Ресурсные ограничения регулирование, контроль поддержание Выходной контроль Решения информации Система информационной связи ВЫХОД ВХОД Выполнение проекта Определение Проектиро- Использо Реализация целей вание вание ВОЗМУЩЕНИЯ Рис. 4. Модель оперативного управления проектом.
Целями разработки и внедрения автоматизированной системы управления проектом «Голубой поток» в ОАО «Газпром» являлись:
своевременное сооружение и ввод газопровода Россия–Турция с уровнем качества не ниже установленного техническим заданием и экономической эффективностью не ниже определенной в ТЭО проекта;
рациональное использование кредитных ресурсов;
координация проектирования и строительства морской и сухопутной частей;
обеспечение взаимодействия участников проекта;
кооперация с партнером по реализации проекта ENI/SNAM;
обеспечение эффективного распределения информации;
определение ответственности за принятие решений;
выбор программного обеспечения для разработки автоматизированной системы управления проектом «Голубой поток» Автоматизированная система управления проектом «Голубой поток» была построена на базе программных продуктов фирмы Primavera Systems.
Схема интегрированной системы управления проектными работами показана на рис. 5.
Информационные потоки, участвующие в управлении моделью, можно разделить на два класса: внешние и внутренние. Внешние потоки – это статистическая информация об объекте управления, поступающая из различных источников и имеющая вид квартальных, годовых или любых других сводок о состоянии мировой, государственной, отраслевой экономики, экономики предприятия и другой необходимой для функционирования модели информации, позволяющей уточнить модель с целью получения более точного прогноза. Внутренние потоки – информация, циркулирующая в системе. Внешние потоки информации взаимодействуют с внутренними посредством экспертной группы, которая создается из специалистов в области экономики, в задачи которой входит проанализировать информацию, поступающую из внешней среды, с целью оценить условия функционирования модели, сформулировать требования и ограничения, накладываемые на каждый из ее объектов.
В работе также развиты методы управления проектированием и эксплуатацией морского газопровода с использованием геоинформационных систем.
Эксплуатация морской части газопровода «Голубой поток» это прежде всего постоянная работа с огромным объемом разнообразной информации, включая подготовку отчетной документации, заданий и спецификаций на работы, контрактов и др. Для качественного и своевременного выполнения этих работ и эффективного управления трубопроводами используются геоинформационные системы, которые представляют собой находящийся в единой среде полный легкодоступный набор данных по трубопроводу и мощные инструменты для их анализа и принятия решений Для создания системы управления на базе ГИС-технологий была разработана и реализована следующая программа действий:
подготовлены и направлены на суда супервайзеры представители ОАО «Газпром», которые в период 1997 1998 гг. обеспечили контроль качества инженерных изысканий и получение необходимой для создания базы данных первичной информации;
собраны первичные данные и обработанные результаты морских инженерных изысканий;
создана специализированная геоинформационная база результатов инженерных изысканий и технологического проектирования, обеспечивающая хранение, поиск и интегральный анализ всех имеющихся данных по каждому участку трассы трубопровода.
.
Управление проектами и работами Маркетинг проектной продук- Сметные расчеты и статистика Управление имуществом ции С Б О Р И Н Ф О Р М А Ц И И БАЗА ДАННЫХ технологические паспорта;
имущественные паспорта;
технико-экономические показате ли ГЕОИНФОРМАЦИОННАЯ АРХИВ проектно-сметная документация;
СИСТЕМА страховой фонд ГО и ЧС;
цифровые карты;
библиотека типовых проектов и унифициро космические снимки;
ванных решений;
аэрофотосъемка и лидарное сканирова документооборот ние ЕДИНЫЙ ОТРАСЛЕВОЙ КЛАССИФИКАТОР И СИСТЕМА КОДИРОВАНИЯ Система Система Система оперативного Система поддержки стратегического управления управления эксплуатацией принятия решений финансовыми управления проектом газопровода операциями Рис. 5. Схема интегрированной системы управления проектными работами Разработанные подходы и методы позволили в рамках реализации проекта «Голубой поток» обеспечить преемственность решений, принимаемых на различных стадиях реализации инвестиционного проекта, существенно снизить технические и организационные риски и избежать серьезных эксплуатационных издержек, которые непосредственно зависят от своевременности получения и правильности интерпретации исходной информации.
Показано, что при управлении проектом на этапе эксплуатации на базе геоинформационной системы целесообразно интегрировать результаты обследования фактического состояния газопровода после строительства с информацией, получаемой в ходе регулярного мониторинга и внутритрубной инспекции, а также с данными системы SCADA. Результатами функционирования АСУП в этом режиме являются оценки и прогнозы изменения состояния газопровода, рекомендации и планы его обслуживания, отчетная документация по результатам эксплуатации.
Содержательный анализ полученной информации включает в себя анализ природных условий в зоне строительства, выявление зон повышенного геориска, определение положения и степени устойчивости трубы на дне, оценку длины свободных пролетов, влияния течений, состава морской воды и грунта, гидравлические расчеты, обеспечивающие оптимизацию проектных параметров газопровода, расчет давлений и температурных режимов для различных сценариев транспортировки газа на морском участке и многие другие задачи.
Разработанные подходы использованы также при проектировании и эксплуатации других морских газопроводов – 2-й очереди газопровода «Голубой поток», газопроводов «Северный поток» и «Южный поток».
В третьей главе выполнен системный анализ производства и транспорта сжиженного природного газа.
В главе изложены результаты разработки концепции производства и транспорта сжиженного природного газа. Автором последовательно решен комплекс задач в результате проведения:
1) анализа свойств российского природного газа и разработки прогноза состава газа с учетом особенностей технологии и оборудования процессов сжижения;
2) анализа технологий сжижения газа и разработки рекомендаций по выбору технологии с учетом условий российской сырьевой базы;
3) исследования возможных мест расположения заводов СПГ и разработки рекомендаций по их размещению;
4) анализа способов транспорта и регазификации СПГ для его поставки на рынки.
На основании аналитического обзора технологий и оборудования для процессов сжижения, требований к свойствам газа для криогенных процессов установлено, что подготовка сырьевого природного газа к криогенным процессам требует глубокой осушки и удаления углекислого газа (двуокись углерода). Оборудование для криогенных процессов требует снижения содержания в газе ртути.
Анализ известных материалов по свойствам газа показал, что по углеводородному составу российского природного газа, а также по содержанию азота и сернистых соединений накоплен большой объем информации, позволяющий решать задачи по составлению прогноза состава газа для создания СПГ-производств.
В то же время отсутствуют систематические исследования содержания ртути в природном газе. Автором проведен сбор и анализ исследований в этой области и разработан прогноз содержания ртути для производства СПГ.
При этом установлено, что содержание ртути в природных газах варьируется в очень широких пределах – от 0,1 до 4000 мкг/м3. В странах Европы применяются специальные меры для очистки газов от ртути либо отказываются от использования месторождений с высоким содержанием ртути.
В месторождениях природного газа России и стран ближнего зарубежья концентрация ртути может превышать предельно допустимую (примерно мкг/м3), требующую применения специальных приемов для ее удаления из газов.
Разработка рекомендаций по выбору технологии производства сжиженного газа выполнена на основе анализа различных процессов сжижения.
Выполнен анализ семи процессов шести лицензиаров (разработчиков процессов сжижения газа). Некоторые из этих процессов применяются на действующих заводах СПГ, другие либо запланированы к применению на строящихся заводах СПГ, либо предлагаются для новых проектов.
Анализ информации по процессам сжижения газа показал, что большинство действующих заводов СПГ используют технологию смешанного хладагента с предварительным пропановым охлаждением. Разработчиком процесса является компания Air Products & Chemicals Inc (APCI). В настоящее время, после истечения срока действия ряда патентов APCI, лицензии на данную технологию, а также на ряд ее видоизменений, таких как параллельная система смешанного хладагента (PMR), предоставляет также компания Shell.
Кроме того, компания APCI предлагает ряд видоизменений технологии смешанного хладагента с предварительным пропановым охлаждением технологию Split MR™, и недавно разработанную технологию производства СПГ AP-X™, позволяющую строить технологические линии производительностью свыше 5 млн т/год.
Лицензии на каскадную технологию предоставляют несколько компаний, в том числе APCI и Shell, хотя единственный построенный за последнее время завод СПГ, который использует оптимизированную каскадную технологию, применяет лицензию компании ConocoPhillips.
Технология двухконтурного охлаждения со смешанным хладагентом (DMR), первоначально предлагавшаяся Technip/Snamprogetti, теперь для новых проектов производства СПГ предоставляется IFP/Axens (Liquefin™). Лицензии на варианты технологии DMR предоставляются также компаниями APCI и Shell.
Применение большинства процессов увязывается владельцами лицензий с обязательным применением основного оборудования, которым являются теплообменники, компрессоры и мощные газотурбинные или электрические приводы. Их требования ограничивают участие российских производителей.
Учитывая планируемые к проектированию и дальнейшему строительству заводы по производству СПГ в России производительностью одной технологической линии 5 млн т/год и более, целесообразно рассматривать возможность создания собственной российской технологии сжижения, конкурентоспособной следующим технологиям: C3MR, Оптимизированный каскадный процесс и DMR. В том числе в кооперации с опытными зарубежными компаниями.
Применительно к технологическим процессам автором предложена методика выбора технологии сжижения с учетом условий российской сырьевой базы. Суть методики выбора технологии производства СПГ заключается в сравнительном анализе преимуществ каждой из технологий с учетом опыта эксплуатации, гибкости и эксплуатационных качеств технологии, эффективности и затрат. Типовая блок-схема крупнотоннажного производства СПГ приведена на рис. 6.
По результатам применения методики установлено, что из принятых к анализу процессов технология C3MR признана наиболее удачной, так как она имеет теоретическое преимущество в эффективности над каскадным процессом ConocoPhillips, а также не характеризуется какими-либо ограничениями по оборудованию и является наиболее простой в подготовке и эксплуатации.
Каскадный процесс ConocoPhillips является апробированным процессом с преимуществами над процессами APCI C3MR и Shell DMR в отношении возможности понижения рабочих параметров и эксплуатационной готовности систем.
Рис. 6. Блок-схема процесса сжижения природного газа Теоретически процесс Shell DMR является наиболее энергетически эффективным процессом. Вместе с тем, его главный недостаток заключается в ограниченном опыте промышленного использования. Также процесс Shell DMR признан несколько более сложным, чем APCI C3MR.
Исследование территорий для возможного строительства заводов СПГ и разработка рекомендаций по их размещению выполнена на основе анализа наиболее значимых факторов, определяющих реализуемость и стоимость проекта. Автором сформированы 17 критериев для анализа вариантов возможного размещения завода по производству СПГ, которые объединены в три группы:
1) навигационно-гидрографическая обстановка;
2) инженерно-геологическая обстановка;
3) наличие местной инфраструктуры.
Для предварительного выбора наиболее предпочтительного места размещения завода СПГ был предложен метод поликритериального анализа вариантов площадок в сочетании с методом попарных сравнений. Результаты поликритериального анализа дают возможность существенно сократить число рассматриваемых вариантов для дальнейшего экономического анализа.
В работе выполнен анализ технологий транспорта сжиженного природного газа, показаны основные грузовые системы действующего флота и строящихся танкеров СПГ: мембранные системы, самоподдерживающиеся сферические системы и самоподдерживающиеся призматические системы.
Средняя грузовместимость танкера СПГ в 1970 1980-е гг. составляла 125 тыс. м3. За последние три четыре года этот показатель повысился до 138 145 тыс. м3 и продолжил рост к 2009 г. (рис. 7). К примеру, в рамках динамично развивающегося СПГ-проекта в Катаре («QatarGas-4») было принято решение об использовании 9 судов вместимостью 210 260 тыс. м3.
Рис. 7. Тенденции развития вместимости танкеров СПГ, 1996–2009 гг.
Выявлено, что танкеры большой вместимости имеют осадку и размеры, не позволяющие им осуществлять погрузо-разгрузочные работы на целом ряде терминалов, что снижает гибкость, а, следовательно, экономический эффект.
Отмечено некоторое снижение грузовместимости проектируемых судов.
Наиболее распространенным объемом является 177-210 тыс. м3.
На основе выявленных тенденций разработаны предложения по спецификации танкеров с учетом особенностей морской транспортировки в проектах СПГ России.
Проведен анализ размещения и систем обустройства терминалов регазификации СПГ. По состоянию на август 2008 г. в мире насчитывалось терминалов регазификации СПГ, общая производственная мощность которых составила около 438 млн т/год (599 млрд м3/год). Суммарный объем хранилищ около 28 млн м3 СПГ (17,2 млрд м3 природного газа).
Наибольшими мощностями по регазификации по состоянию на начало 2010 г. обладают:
Япония – 183 млн т/год (251 млрд м3/год);
США – 143 млн т/год (196 млрд м3/год);
Южная Корея – 82 млн тонн в год (113 млрд м3 в год);
Страны Евросоюза – 117 млн т/год (160 млрд м3/год) в т.ч.:
Испания – 41 млн т/год (56 млрд м3/год) Великобритания – 33 млн т/год (45 млрд м3/год);
Франция – 11 млн т/год (16 млрд м3/год).
В главе показано, что в последнее время все больше внимания уделяется строительству стационарных морских терминалов импорта СПГ с применением технологий оффшорной выгрузки. Предлагается к использованию установка Exmar, сочетающая СПГ-танкер и установку регазификаци, т.е. мобильный терминал.
В четвертой главе рассмотрены методы системно-стратегического анализа и экспертизы проектов по диверсификации поставок природного газа, а также разработаны требования к анализу ГТС.
В работе показано, что применение принципов системного анализа к проблеме диверсификации поставок природного газа предполагает необходимость соблюдения следующих требований:
1. Учет свойства сложности ГТС в целом и отдельных ее подсистем: все подсистемы ГТС состоят из большого числа взаимосвязанных элементов (линейная часть, компрессорные станции, заводы СПГ, танкерный флот, система управления, технологическая связь, газоизмерительные станции и т.д.), причем число типов этих элементов тоже достаточно велико. Взаимодействие отдельных подсистем транспорта газа между собой, наличие у них собственных «интересов», целей и критериев оценки, экономического механизма функционирования и т.д. обусловливают появление синергетических (системных) эффектов.
2. Учет иерархической структуры ГТС. Показатели деятельности ГТС должны удовлетворять требованию системной согласованности. Так, обеспеченность в услугах транспорта газа формируется на основе соответствующих составляющих по видам транспорта и сегментам рынка;
обеспеченность в течение некоторого периода (например, года) предполагает удовлетворение потребностей в перевозках (товарно-транспортной работе) в течение его временных составляющих (сезонов, месяцев и т.д.). Требование иерархической согласованности отнюдь не эквивалентно совпадению системы показателей на разных уровнях иерархии (временной, территориальной и т.д.).
Наоборот, на разных уровнях предполагается различная степень агрегации основных характеристик, используемых при планировании и управлении функционированием и развитием, проектировании и оценке эффективности осуществляемых на нем мероприятий.
3. Учет свойства управляемости элементов ГТС всех уровней иерархии, ориентации управления на выбор путей наиболее эффективного достижения поставленных целей. Это осуществляется с помощью одновременного системного анализа дескриптивного и нормативного аспектов функционирования ГТС. Специфичным при этом является присутствие в системе человека как производителя и потребителя товарно-транспортной продукции и как субъекта управления.
4. Необходимость комплексного изучения всесторонних последствий принимаемых в газотранспортной отрасли решений экономического характера.
Последствия, вызываемые решениями, надо анализировать не только во взаимодействующих газотранспортных подсистемах, но и у потребителей товарно-транспортной продукции на различных сегментах глобального рынка, а также во всех смежных сферах: социальной, экологической, политической и др.
5. Двойственный подход к изучению транспорта газа. Из принципа двойственности вытекает наличие внутренних и внешних аспектов функционирования и развития транспорта газа, включая трубопроводный и СПГ, и соответственно двух взаимосвязанных систем основных понятий и показателей его деятельности.
6. Использование моделей как внутреннего, так и внешнего описания систем. В сложных системах выявить все причинно-следственные связи достаточно трудно, кроме того, возможно получение несогласованных решений. Разрешить получаемые противоречия можно только с помощью синтеза формальных и неформальных методов, применения специальных интерактивных процедур типа «эксперт компьютер» или «экспертных систем».
7. Учет человеко-машинного характера процесса выработки решения, когда в процессе системного анализа выявленных свойств и характеристик изучаемой модели ГТС уточняется ее описание, выясняется реакция на те, или иные внешние возмущения, проверяется устойчивость и чувствительность модели.
Применение перечисленных требований при реализации проекта «Голубой поток» позволила согласовать контрактные условия транспортировки газа и привести к 30 %-му повышению эффективности проекта.
В работе также выполнен анализ рисков проектов в области производства и транспортировки. Были выявлены негативные тенденции, которые могут повлиять на объемы транспорта СПГ на газовые рынки в различных бассейнах (рис. 7). Показано, что в условиях дефицита средств на реализацию проектов необходимо для отбора наиболее перспективных вариантов развития использовать методики по оценке эффективности проектов с учетом рисков. Следует вести сопоставительный анализ трубопроводных и СПГ проектов для определения их приоритетности на базе критериев экономической эффективности, соответствия стратегическим целям компании и степени риска.
Динамика развития рынка последних лет подтвердила предположение экспертов, что благодаря гибкости логистики, возможности извлечения арбитражной прибыли, более приемлемому сочетанию «цена теплотворность», а также экологичности, именно сжиженный газ будет наиболее востребованным топливом в ближайшем будущем.
Это подтверждает анализ деятельности основных конкурентов ОАО «Газпром», таких как Royal/Dutch Shell, ExxonMobil, Chevron, которые постепенно увеличивают свое присутствие в секторе СПГ за счет богатого опыта проектного финансирования, а также эксклюзивного управленческого, маркетингового, инжинирингового и другого опыта реализации подобных проектов, передовых технологий, частного акционерного капитала и доступа к потребительским рынкам. В условиях кризиса важно понять и выявить негативные тенденции, которые могут повлиять на объемы транспорта СПГ на газовые рынки в различных бассейнах (рис. 8).
- спрос СПГ, млн. т / год - предложение СПГ, млн. т / год - доля от общего объема дефицита СПГ прогнозируемого на 2010 г.
117, 89, 105, 86, 17, 9, Рис. 8. СПГ на основных сегментах глобального газового рынка Выполненный анализ показал, что основной акцент участия в зарубежных СПГ-проектах должен быть сконцентрирован на изучении рисков, связанных с местоположением мощностей по сжижению, и предполагает:
изучение последствий ведения контроля за поставкой продукции и обязательной продажи на внутреннем рынке;
оценку возможностей изменения налоговой политики и введения новых законов;
увеличения инвестиционных издержек вследствие установления новых экологических требований.
Поскольку большинство газовых месторождений, пригодных для проектов СПГ, находятся в экономических зонах, в которых в той или иной степени проявляется политическая нестабильность, и одним из ее проявлений может стать экспроприация активов, риски велики. Следствием этого должна стать организация мониторинга рисков, относимых к покупателю, таких как возможность перепродажи контрактных объемов газа и риск уменьшения потребления энергоносителей.
Показано также, что для российских проектов необходимо учитывать высокие организационные риски.
В работе выполнен анализ и систематизация методов и моделей для оценки страновых рисков (метод «старых знакомств», «больших туров», Delphi, PSSI, Ecological Approach, Beri и др.). Анализ показал, что наиболее эффективным способом оценки данного типа риска является сочетание лучших сторон каждого из методов и возможность измерения макрорисков и интерпретация их применительно к специфическим условиям (табл. 1).
Минимальные страновые риски представлены в самом емком по газопотреблению Атлантическом бассейне, где у Газпрома имеется наиболее развитый трубопроводный экспортный бизнес, и куда относится недостижимый для российских трубопроводов рынок Северной Америки. Здесь не базе Баренцевоморской добычной провинции может быть развито широкомасштабное производство СПГ с пионерным заводом на сырье Штокмановского месторождения.
Таблица Экспертные модели оценки рисков Количество стран, Периодичность Модель Тип риска участвующих составления рейтинга в рейтинге Business Environment Risk Страновый 48 Ежеквартально Index (BERI) BERI Political Risk Index Политический - (PRI) BERI Foreland Финансовый - World Political Risk Forecast Политический и 80 Ежемесячно (WPRF) экономический Политический, International Country Risk финансовый, Более 100 Ежемесячно Guide (ICRG) экономический Institutional Investor's Финансовый 109 Country Credit Rating POLICON Политический - Control Risks Страновый 70 Еженедельно Oxford Analytical Data Страновый 50 Ежедневно Euromoney's Country Risk Финансовый 116 Index Привлекательным для поставок СПГ является и рынок Тихоокеанского бассейна (рис. 8), где уже развивается СПГ-проект «Сахалин-2».
Исследования позволили выявить следующие специфические риски всех СПГ проектов:
1. Сырьевой риск. Здесь подразумевается степень соответствия объема запасов объемам, предусмотренным в контракте на поставку, а также вероятность уложиться по времени в сроки, оговоренные в контракте, при добыче и производстве СПГ.
2. Риск поставки. Данный риск может возникать во всех элементах цепочки производства и поставок СПГ.
3. Организационный риск. Процесс взаимодействия государственных структур на ранних этапах развития крупных проектов с большим числом инвесторов, инжиниринговых, подрядных, кредитных, экологических и т.д.
организаций из-за разнонаправленности интересов может существенно влиять на временные, технические и финансовые параметры проекта.
4. Инжиниринговый риск. Риск связан с качеством выполнения подрядных работ, а также с финансированием дополнительных затрат на техническую составляющую проекта. Реализация данного риска может приводить к увеличению времени выхода на проектную мощность.
5. Эксплуатационные риски. Зависят от качества управления производством, местного трудового законодательства и качества подготовки персонала.
6. Риск рыночной цены. Сжиженный газ пока не является ценоустанавливающим продуктом на рынке энергоресурсов и его цена зависит от баланса между ценами на нефть, газ и другие энергоносители, например уголь или ядерное топливо.
7. Контрактные риски. Связаны с возможностью неисполнения стороной условий контракта. Данные риски могут быть «закрыты» или смягчены соответствующими контрактами. Например, риск строительства – заключением контракта сдачи «под ключ», риск поставок – заключением контракта типа «поставляй или плати» с поставщиками сырья, материалов и других производственных ресурсов, риск покупателя – контрактом типа «покупай или плати».
8. Маркетинговые риски. Данный тип рисков связан с возможными изменениями в уровнях спроса на СПГ и цен на энергоносители. Из-за множества проектов СПГ существует опасность перепроизводства, снижения цен и уменьшения конкурентоспособности будущего проекта.
При рассмотрении эффективности и рисков Штокманского месторождения были выявлены следующие положительные характеристики проекта, усиливающие его инвестиционную привлекательность для инвесторов:
наличие больших запасов газа, что обеспечивает стабильное долгосрочное производство СПГ;
возможность последующего существенного расширения производства в зависимости от рыночной ситуации;
значительное повышение экономической эффективности проекта при расширении производства СПГ;
благоприятный состав газа;
благоприятное географическое положение относительно существующих и планируемых приемных терминалов целевого рынка (восточное побережье США и Канады);
возможность диверсификации поставок – параллельное осуществление поставок в Европу и США с варьированием направлений в зависимости от рыночных условий;
отсутствием в отличие от других арктических месторождений льдов и вечной мерзлоты.
Кроме этого были выявлены следующие основные факторы риска, сопутствующие поставкам в США СПГ со Штокмановского ГКМ :
1. На рынок США «направлены» проекты практически всех стран производителей СПГ Атлантического и Тихоокеанского бассейнов.
2. Сохраняется неопределенность относительно потенциальной емкости северо-американского рынка СПГ, что связано с возможностью увеличения объемов поставок сетевого газа из Канады, Мексики и Аляски, а также внедрение новых технологий, например, при добыче сланцевого газа и угольного метана.
3. Особенности газового рынка США, где добыча, транспортировка, продажи и распределение газа жестко отделены друг от друга. Имеются четкие правила доступа к ГТС, и доходность в транспорте газа ограничена 10%.
4. Основная часть поставок сжиженного газа на рынок США осуществляется по краткосрочным контрактам (т.е. по контрактам сроком менее двух лет).
Для количественной оценки системных рисков, связанных со многими факторами, применяется показатель вероятности наступления неблагоприятных последствий, определяемый, как правило, с использованием имитационной системы (рис. 9).
Оценка экономической Принятие решений на основе Выбор рисков для учета при оценке эффективности проекта с проведенной оценки проекта учетом рисков • Составление Полный список полного списка рисков рисков на основании карты рисков • Выбор основных рисков, • Настройка модели по • Определение критериев которые оказывают Основные конкретному проекту для выбора проектов по наибольшее влияние на риски включения в нее выбранных результатам моделирования с проект, за счет анализа рисков учетом рисков чувствительности на реалистичных данных о • Расчет экономической • Оценка удовлетворения вероятности наступления эффективности с учетом проекта пограничным и возможных значений рисков условиям (ЧДД, ВНД, параметра ограничениям по объемам добычи и другим) • Выбор рисков, Риски, которые возможно • Определение оптимального которые учесть при портфеля проектов с учетом можно построении модели экономической эффективности учесть в оценки и рисков модели экономической эффективности проекта Рис. 9. Три стадии эффективного моделирования На основе метода Монте-Карло по предложенным экспертами субъективным вероятностям реализации отдельных факторов риска на математических моделях исследуемой системы формируется совокупность возможных численных значений характеристик эффективности инвестиционной программы. Статистический анализ этой совокупности позволяет построить численные оценки величины риска.
Качество проводимого анализа рисков в решающей мере зависит от адекватности множества входных параметров используемой математической моделью содержательной структуризации первичных факторов риска (рис. 10).
Каждый фактор может быть охарактеризован некоторым размерным числом, имеющим физический или экономический смысл. Это число имеет базовое (номинальное) значение, используемое для расчета базовых (номинальных) величин параметров экономической эффективности проекта. И кроме того имеются диапазоны возможных отклонений этого числа от базового значения и указан закон распределения вероятности (возможно субъективной) для этих отклонений.
Денежный поток проекта «Условное» Млн. долл. США 1 200 Риск неоптимального финансирования морской Риск неоптимального финансирования морской транспортной системы транспортной системы Высокие капвложения Высокие капвложения Низкая эффективность в конце проекта из-за Низкая эффективность в конце проекта из-за 900 низкой загруженности (50% вероятности низкой загруженности (50% вероятности отрицательного ЧДД на конечном этапе проекта) отрицательного ЧДД на конечном этапе проекта) Риск неблагоприятного налогового Риск неблагоприятного налогового режима режима 600 Уменьшение ЧДД Уменьшение ЧДД Риск срыва срока ввода в эксплуатацию морской платформы Риск срыва срока ввода в эксплуатацию морской платформы Откладывание начало Откладывание начало потока доходов потока доходов - Уменьшение ЧДД Уменьшение ЧДД за каждый год срыва за каждый год срыва - 2000 2005 2010 2015 2020 Рис. 10. Компьютерное моделирование проекта с учетом рисков Показано, что факторами риска для математической модели проекта добычи газа и производства СПГ являются: объем запасов газа, смета будущих капиталовложений, планируемые эксплуатационные издержки, прогнозируемые цены на газ и спрос на внутреннем и внешнем рынках, прогнозируемые налоговые и рентные ставки и т.д. Некоторые из этих параметров относятся к проекту в целом, например, запасы газа или ставка налога на прибыль. Другие привязаны к некоторому году (годам) анализируемого проекта (например, цена и спрос на газ, смета затрат) и должны быть заданы для каждого года реализации этого проекта.
Большинство факторов риска изменяются во времени, например, экспортная цена на газ. Для таких факторов важна связь значений фактора в короткие интервалы времени. Например, если в 2010 г. будет низкая цена на газ, то велика вероятность того, что она будет низкой и в 2011 г. Такая связь задается коэффициентом корреляции, принимающим значения от 0 (нет связи) до 1 (максимальная связь).
В табл. 2 представлены экспертные оценки влияния факторов риска на базовые характеристики области реализации проекта. Диапазоны цен сформированы на базе проведенного анализа рынков.
Таблица Основные параметры области анализа рисков (на примере Штокмановского месторождения) Влияние сметных факторов риска Диапазон Примечание на расходы по проекту Удельные текущие затраты Оценка основывается на данных 37 в добычу газа о затратах на добычу газа в схожих (без амортизации и налогов) условиях (долл./1000 м3) Капиталовложения в завод Оценка основана на зарубежных 3 000 7 СПГ 2-й линии номинальной данных об увеличении удельных мощностью 15 млн т капитальных затрат до 300 500 долл./т (млн долл.) мощности Капиталовложения Оценки основаны на диапазоне 2 800 4 в газопровод мощностью капиталовложений в строительство 22,5 млрд м3 (млн долл.) аналогичных трубопроводов 2 3 млн долл./км Транспортный тариф Транспортный тариф взят по диапазону 2,5 3, транспортировки европейских тарифов (долл./1000 м3/100 км) Были выполнены расчеты базового риска и основных показателей эффективности для трех перспективных вариантов освоения месторождения и производства СПГ. Итоговые результаты, полученные статистической обработкой 1000 имитаций каждого из отобранных ранее базовых вариантов, приведены в табл. 3.
Таблица Численные результаты анализа рисков для трех вариантов Показатель Вариант 1 Вариант 2 Вариант Оценка риска, % 0,6 0,7 75, Доверительный интервал оценки риска, % 0,2 1,9 0,2 2,0 70,8 79, ЧДД, млрд долл. 1,27 1,34 0. Интервал изменения ЧДД, млрд долл. -0,33 2,86 -0,41 3,07 -2,82 1, ВНД, % 13,2 13,1 11, Интервал изменения ВНД, % 11,74 15,01 11,65 14,70 10,3 13, Результаты проведенного анализа рисков вариантов реализации проекта наглядно демонстрируют предпочтительность варианта 1.
В пятой главе выполнен системно-стратегический анализ пилотных проектов производства, транспорта и реализации сжиженного природного газа.
Представлена стратегия развития производства, транспорта и реализации сжиженного природного газа в ОАО «Газпром», показаны ее стратегические цели и стратегия развития СПГ-бизнеса.
В работе обоснована необходимость следующих составляющих стратегии глобализации бизнеса энергетической компании (рис. 11):
наличие ресурсной базы, географически распределенной по различным добывающим регионам;
наличие различных средств и технологий доставки углеводородного сырья и продуктов переработки на рынки;
наличие доступа к внешним рынкам, в том числе удаленным.
ОАО «Газпром» занимает ведущие позиции на рынке трубопроводного природного газа, однако в современных геополитических условиях стратегия диверсификации маршрутов поставок как трубопроводного, так и сжиженного природного газа имеет важнейшее значение для ОАО «Газпром».
Рис. 11. Схема формирования стратегии ОАО «Газпром» по развитию сегмента СПГ В связи с этим одной из главных задач ОАО «Газпром» в планировании будущих проектов поставок СПГ является обеспечение максимально быстрого выхода на рынок с собственным сжиженным газом. Хотя ОАО «Газпром» с опозданием входит в круг производителей СПГ, в работе выявлен ряд факторов, которые могут способствовать успеху в сложившейся ситуации:
в условиях финансового кризиса наблюдается снижение цен на услуги основных подрядчиков;
после ввода проектов в Катаре ожидается высвобождение большого количества мощностей и рост конкуренции;
происходит снижение цен на строительство танкеров как по кратко- и среднесрочным причинам (финансовый кризис), так и в силу циклического развития рынка судостроения.
В работе выполнен анализ перспектив поставок СПГ на внешние рынки в рамках проекта «Сахалин-2» и поставок со Штокмановского ГКМ. Поставки СПГ, произведенного на Сахалине, с учетом заключенных до настоящего времени контрактов на поставку СПГ потребителям в Японии, Корее и на западном побережье Северной Америки, начались в соответствии с уточненным графиком проекта в 2009 г. Первые поставки СПГ со Штокмановского ГКМ планируются на 2017 г.
Временная шкала и последовательность ввода следующих проектов показана на рис. 12.
В табл. 4 показан вариант 1 развития СПГ-проекта «Сахалин-2» в соответствии с программой 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») в связи с вводом: 1-й линии сжижения в 2008 г. (в реальности I-й квартал 2009 г.);
2-й линии в 2010 г.;
3-й линии в 2017 г.;
4-й линии в 2025 г.
В табл. 5 приведен вариант 2 развития СПГ-проекта «Сахалин-2» с более интенсивным вводом очередей и использованием возможности увеличения номинальной мощности производственной линии на 10 %: 1-я линия СПГ 2008 г. (в реальности I-й квартал 2009 г.);
2-я линия в 2010 г.;
3-я линия в 2014 г.;
4-я линия в 2017 г.;
5-я линия в 2025 г. Вариант имеет более высокую экономическую эффективность, но в настоящий момент не реализуем из-за организационных проблем.
Таблица Вариант 1 развития СПГ-проекта «Сахалин-2» в соответствии с Восточной программой «Восток-50» Годы 2008 2009 2010 2014 2016 2017 2018 2020 Наращивание 1,2 3,2 4,8 12,3 19,8 22,2 29,7 37,2 39, объемов KB, млн долл. 61,2 97,8 85,9 97,5 97,5 122,4 97,5 97,5 122, Добыча 8,4 13,4 11,8 22,5 22,5 16,8 22,5 22,5 16, Сжижение 52,8* 84,3 74,1 52,5 52,5 105,6 52,5 52,5 105, Танкерный флот Услуга Услуга Услуга 22,5 22,5 0 22,5 22,5 * I-й квартал 2009 г.
Рис. 12. Долгосрочная перспектива развития проектов СПГ Таблица Вариант 2 развития СПГ-проекта «Сахалин-2» Годы 2008 2009 2010 2012 2014 2015 2016 2017 2018 2020 Наращивание 1,2 3,1 4,8 5,3 15,2 15,4 22,9 25,32 32,8 40,32 объемов KB, млн долл. 61,2 96,9 86,7 25,5 217,4 12,75 97,5 123,2 97,5 97,5 134, Добыча 8,4 13,3 11,9 3,5 38,95 1,75 22,5 16,91 22,5 22,5 18, Сжижение 52,8* 83,6 74,8 22 155,9 11 52,5 106,3 52,5 52,5 115, Танкерный флот Услуга Услуга Услуга 35,7 217,4 0 97,5 0 97,5 97,5 134, * I-й квартал 2009 г.
Показано, что с учетом накопленного ОАО «Газпром» за последние годы опыта по торговым и маркетинговым операциям с СПГ, а также вхождением Общества в проект «Сахалин-2», основной задачей становится наращивание присутствия на глобальном рынке СПГ и доступ к объемам СПГ в точках производства, расположенных в тех регионах, где возможно обеспечение дополнительного эффекта будущему портфелю поставок Общества.
Суммарный объем проектов «Сахалин-2» и Штокмановского месторождения при достижении плановой производительности составит к г. почти 35 млн т/год, а к 2030 г. – 60 65 млн т/год. Производство СПГ на Ямале обеспечит дополнительно 10 15 млн т/год. Таким образом, поставки российского СПГ в районе 2030-х годов могут составить по газу до 100 млрд м3.
Выполненный анализ показал, что в конкуренции с лидирующими мировыми компаниями на рынке ОАО «Газпром» должно использовать ресурс благоприятных межгосударственных отношений и сконцентрироваться на возможностях сотрудничества с национальными нефтегазовыми компаниями.
Сфера сотрудничества может включать такие элементы, как:
опыт и поддержка по формированию национальной газовой отрасли принимающих государств с учетом внутренних потребностей;
услуги по маркетингу объемов СПГ и газа на конечном рынке;
пакетные соглашения по сотрудничеству с учетом ресурса национальных российских компаний на базе межгосударственных соглашений.
Подобный подход позволит ОАО «Газпром» при относительно небольших инвестициях обеспечить контроль объемов СПГ, производимого за пределами России.
В настоящее время в условиях ограниченных инвестиционных возможностей вследствие мирового экономического кризиса в качестве приоритетов на ближайшие годы для развития бизнеса СПГ за рубежом целесообразно выделять перспективные проекты, осуществляемые в рамках развития добычных проектов, а также проекты, обеспечивающие стратегические интересы России и ОАО «Газпром» при поставках на наиболее привлекательные сегменты рынка.
Исследования показали, что с точки зрения запасов углеводородов в долгосрочном периоде основным конкурентом России является Ближний Восток. Стратегически важным является использование географических преимуществ расположения российских запасов с целью «запирания» ближневосточного СПГ в Индийском бассейне для создания своим поставкам ниш в Атлантическом и Тихоокеанском бассейнах, используя синергию с трубопроводным газом.
Показано, что наиболее привлекательным и перспективным для российского СПГ является Атлантический бассейн вследствие быстрорастущего спроса, низких рисков в плане емкости рынка и достаточно высоких цен.
Учитывая наличие действующего бизнеса в регионе, являющегося основой доходной частью Общества, развитие деятельности в данном бассейне стратегически важно для ОАО «Газпром». Помимо собственных проектов СПГ, среди наиболее привлекательных проектов с целевой ориентацией на этот бассейн следует отметить перспективы участия в строительстве заводов по производству СПГ в районе экваториальной Африки и Карибского моря.
В то же время наличие собственной уникальной ресурсной базы оставляет возможности покрытия отставания ОАО «Газпром» в сегменте СПГ, в частности в технологии. На шельфе российских морей начальные суммарные ресурсы газа составляют 79,8 трлн м3, и в настоящее время ресурсная база ОАО «Газпром» на шельфе – более 4 трлн м3 с реальными перспективами увеличения за счет проводимых геолого-разведочных работ. В настоящее время в ОАО «Газпром» ведутся разработки по обоснованию производства СПГ с использованием запасов природного газа на шельфах:
в начале 2009 г. началось производство СПГ на месторождениях п-ва Сахалин;
обосновано проектное решение использования газа со Штокмановского ГКМ для производства и транспорта СПГ.
Одна из основных задач системно-стратегического анализа, решенных в работе, состояла в том, что бы показать возможности в перспективе существенно улучшить позиции ОАО «Газпром» в области продаж СПГ на мировом рынке природного газа. Анализ позволил выявить ряд проблем для успешной реализации стратегии в области СПГ:
- для России наиболее явно ощущается технологическое отставание и дефицит квалифицированных кадров;
- успешное развитие деятельности в сфере СПГ невозможно без технологической кооперации с иностранными компаниями и формирования собственной технологической базы;
- опыт иностранных специалистов необходим и при подготовке квалифицированного кадрового персонала;
- более высокая себестоимость добычи, чем у конкурентов из Африки и Ближнего Востока.
В то же время указанные недостатки компенсируются наличием крупной сырьевой базы, возможностью получения государственной поддержки, низкими политическими рисками, низкой температурой в регионе расположения основных запасов, что снижает энергозатраты при сжижении. На рис. показана глобальная сырьевая база для проектов СПГ, в которых в зависимости от конъюнктуры на мировых рынках природного газа может участвовать ОАО «Газпром».
В Атлантическом бассейне расстояние транспортировки от Штокмана до Атлантического побережья США сравнимо с расстоянием от Центральной и Северной Африки в 1,9 раза ниже, чем с Ближнего Востока.
В Тихоокеанском бассейне Россия имеет явное преимущество в расстоянии транспортировки от Сахалина до основных потребителей (Япония, Южная Корея, Китай), которое в 17 раз меньше, чем из Северной Африки, в раз меньше, чем из Центральной Африки, в 11 раз меньше, чем с Ближнего Востока и в 5 раз меньше, чем из АТР (Австралия, Индонезия, Малайзия).
Более короткое «транспортное плечо» позволяет не только существенно снизить затраты на доставку, но и более оперативно реагировать на потребности рынка.
Штокмановское ГКМ Шельф Арктических морей – группа Шельф о. Сахалин и Охот Атлантический ского моря – группа бассейн Ближний Восток Сахалин- Шельф Карибского Шельф Индии моря группа 3 группа 4 Тихоокеанский бассейн Шельф Бассейн Шельф Экваториальной Индийского Австралии Африки океана – районы сосредоточения ресурсов начального периода – основная сырьевая база – районы ресурсов для дальнейшего развития СПГ Рис. 13 Глобальная сырьевая база СПГ-проектов Таким образом, у ОАО «Газпром» в настоящее время имеется возможность транспорта СПГ на глобальный рынок природного газа. Это подтверждается анализом поставок СПГ, возможностями существующих производителей и перспективами незаконтрактованного рынка. Существуют доступные технологии сжижения природного газа и средства его доставки потребителям.
С учетом начала производства СПГ в проекте «Сахалин-2» и состояния рынка в качестве приоритетного для дальнейшей реализации стратегии развития производства и реализации сжиженного природного газа в ОАО «Газпром» выбран Атлантический бассейн. Предложен ряд дополнительных международных проектов для первоначальной реализации программы СПГ как в бассейне Атлантического региона (приоритетный регион), так и Тихого океана.
В качестве примера реализации разработанного системно стратегического анализа могут быть показаны пути диверсификации поставок природного газа в Европу (рис. 14).
В настоящее время ОАО «Газпром» поставляет 80 % газа в Европу транзитом через Украину. Согласно существующим планам компания осуществляет строительство новых газопроводов «Северного потока», «Южного потока» и расширение «Голубого потока». После этого отключение какой-либо страны «от газа» из-за проблем с ненадежной Украиной станет невозможно. К 2020 г. это позволит существенно диверсифицировать транспорт природного газа в Европу как трубопроводным путем (сухопутным и морским), так и танкерным.
Рис. 14. Планируемые пути транспорта российского газа в Европу к 2020 г.
Кроме того, в соответствии с Восточной программой Россия может начать строить новые газопроводы также в Китай, Республику Корея и Японию.
Основные выводы 1. Разработана методология системно-стратегического анализа путей диверсификации поставок природного газа, направленная на снижение стратегических рисков ОАО «Газпром» при транспорте природного газа на различные рынки. Созданы методологические и модельные инструменты, позволяющие нефтегазовым компаниям создать необходимые условия для разработки и реализации научно обоснованной стратегии развития производства, транспорта и реализации природного газа. Выявлено, что морские поставки природного газа трубопроводным способом и в сжиженном состоянии позволяют значительно увеличить гарантии безопасной реализации продукции. Проведенный системный анализ поставок трубопроводного и СПГ на межрегиональные рынки позволяет рассматривать морские поставки как основной фактор диверсификации путей и способов транспорта природного газа, глобализации газового рынка и снижения рисков.
2. Разработаны системно-ориентированные модели и методы управления проектами с использованием приемов имитационного моделирования в интегрированных системах управления проектами, а также применением автоматизированной системы управления эксплуатацией газопровода на основе ГИС-технологий для системного анализа строительства и эксплуатации морского газопровода «Голубой поток».
3. Проведен анализ производства и транспорта СПГ, включая анализ технологических решений в процессах производства СПГ, рассмотрение технологий производства и транспорта СПГ, а также анализ систем обустройства и размещения терминалов регазификации СПГ. Это позволяет учитывать различные технико-технологические аспекты в проектах производства и поставок СПГ в нефтегазовой компании.
4. Разработаны методы системно-стратегического анализа и экспертизы проектов по диверсификации поставок природного газа, основанные на применении принципов системного анализа к путям морского транспорта газа, анализе рисков и выборе оптимального инвестиционного проекта с учетом риска. Разработанные методы являются основой для формирования эффективного портфеля инвестиционных проектов нефтегазовой компании.
5. На основании методов и подходов системно-стратегического анализа разработана стратегия развития производства, транспорта и реализации СПГ в ОАО «Газпром», включая сценарии наращивания объемов СПГ с учетом результатов анализа сырьевой базы и проведение пространственно-временной оптимизации проектов СПГ в региональном и глобальном масштабах.
Предложена программа реализации этой стратегии.
Основные результаты диссертационной работы представлены в следующих публикациях:
Монографии 1. Комплексная методология анализа эффективности и рисков инвестиционных проектов в газовой промышленности / О.С. Кириченко, Н.А.
Кисленко, А.А. Комзолов, И.В. Мещерин и др. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009.
2. Мещерин И.В. Морская транспортировка природного газа / И.В.
Мещерин, И.А. Ким, Н.Н. Чукова и др. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009.
3. Мещерин И.В. Альтернативные методы транспорта газа на рынки и их диверсификация – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011.
4. Глобализация рынка природного газа: монография / И.В. Мещерин, А.С. Казак, В.Н. Башкин, И.В. Демкин и др. / под ред. И.В. Мещерина М.:
Газпром ВНИИГАЗ, 2011.
Статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ 1. Валиулин И.Р. Применение высокотехнологичных процессов и оборудования в проекте «Голубой поток» / И.Р. Валиулин, И.В. Мещерин, А.В. Сергиенко // Газовая промышленность. 2003. № 6.
2. Горяинов Ю.А. Проект «Голубой поток»: единая геоинформационная база данных как основа технологического проектирования и эксплуатации морских газопроводов/ Ю.А. Горяинов, В.И. Резуненко, В.Е.
Брянских и др. // ГИС-обозрение. 2000. № 1.
3. Захаров В.Н. Трехмерное компьютерное проектирование в системе AutoCAD/ В.Н. Захаров, И.В. Мещерин, Н.В. Пережогина // Газовая промышленность. 2000. № 10.
4. Казак А.С. Подход к задаче определения оптимального расположения заводов СПГ и пунктов его приемки у потребителей / А.С. Казак, И.В. Мещерин, И.Б. Кудрявцев и др. // Системы управления и информационные технологии. 2008. № 1(35). С. 80 83.
5. Мещерин И.В. Экологическое сопровождение строительства морского участка газопровода Россия Турция / И.В. Мещерин // Экологические системы и приборы. 2001. № 12.
6. Реунов А.В. Внедрение принципов малолюдной технологии на компрессорных станциях / А.В. Реунов, М.А. Балавин М.А., Мещерин И.В. и др. // Газовая промышленность. 2003. № 11.
7. Мещерин И.В. Предпосылки создания эффективных проектов по сжижению газа в России / И.В. Мещерин, Д.В. Журавлев, А.Б. Кучеров // Наука и техника в газовой промышленности. 2006. № 2.
8. Мещерин И.В. Термодинамический анализ технологий сжижения природного газа / И.В. Мещерин, Д.В. Журавлев, С.Д. Барсук // Наука и техника в газовой промышленности». 2008. № 1 (33).
9. Мещерин И.В. Организация технических исследований на прединвестиционной стадии проектов с производством сжиженного природного газа / И.В. Мещерин, И.А. Ким // Нефтяное хозяйство. 2008, апрель. С. 18 21.
10. Мещерин И.В. Системный подход к управлению проектами СПГ / И.В. Мещерин, И.А. Ким, В.Н. Башкин // Системы управления и информационные технологии. 2008. № 3.3 (33). С. 354 359.
11. Мещерин И.В. Управление морским газотранспортным проектом / И.В. Мещерин, И.А. Ким, В.Н. Башкин // Системы управления и информационные технологии. 2008. № 3.3 (33). С. 359 363.
12. Мещерин И.В. Транспорт природного газа на межконтинентальные рынки / И.В. Мещерин, В.Н. Башкин, Н.Н. Чукова // Нефть, газ, бизнес. 2008.
№ 12. С. 24 27.
13. Мещерин И.В. Управления рисками при реализации крупных морских газотранспортных проектов / И.В. Мещерин // Проблемы анализа риска. 2008. № 4. С. 14 29.
14. Мещерин И.В. Методические вопросы риск-менеджмента проектов морского транспорта СПГ / И.В. Мещерин // Управление рисками. 2009. № 1.
15. Мещерин И.В. Экологические риски при транспортировке сжиженного природного газа / И.В. Мещерин, В.Н. Башкин, И.А. Ким // Экология и промышленность России. 2009. № 3.
16. Мещерин И.В. Спотовый рынок сжиженного природного газа. Ч. 1 / И.В. Мещерин, А.С. Казак, И.Б. Кудрявцев и др. // Системы управления и информационные технологии. 2009. № 1.1 (35). С. 186 190.
17. Мещерин И.В. Спотовый рынок сжиженного природного газа. Ч. 2 / И.В. Мещерин, А.С. Казак, И.Б. Кудрявцев и др. // Системы управления и информационные технологии. 2009. № 1.1 (35). С. 190 192.
18. Ремизов В.В. Обеспечение экологической безопасности газопровода Россия Турция / В.В. Ремизов, В.И. Резуненко, В.И. Поддубский и др. // Газовая промышленность. 2000. № 6.
19. Rezunenko V.I., Meshcherin I.V. Interactive computer models aid deepwater pipe line design, Pipeline and Gas Journal, 2000, № 11.
Статьи в научных журналах и сборниках 1. Кириченко О.С. Методические аспекты управления рисками крупных инвестиционных проектов в газовой промышленности / О.С. Кириченко, А.А.
Комзолов, В.С. Сафонов и др. // Промышленная и экологическая безопасность объектов газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 2008. С. 38 43.
2. Мещерин И.В. Использование геоинформационных технологий при мониторинге подводных переходов магистральных газопроводов / И.В. Мещерин, А.Н. Блинков, В.М. Темкин // Матер. Одиннадцатой международной деловой встречи «Диагностика-2001». Экологический мониторинг. 2001, апрель. Т. 4.
3. Мещерин И.В. Интегрированная информационно-управляющая система газопровода Россия–Турция: автореф. дис... канд. техн. наук: 05.13.01 / И.В. Мещерин. М., 2002.
4. Мещерин И.В. Перспективы развития в России судов для перевозки СПГ: труды «RAO/GIS Offshore Proceedings» / И.В. Мещерин, Р.Ю. Романов, А.В. Сергиенко. Санкт-Петербург, 2005. С. 112 115.
5. Мещерин И.В. О стратегических предпосылках российского СПГ / И.В. Мещерин // Матер. 5-го Российского нефтегазового конгресса, 2007.
С. 241 244.
6. Мещерин И.В. Стратегия сжижения / И.В. Мещерин // Корпоративный журнал ОАО «Газпром». 2007. № 6.
7. Мещерин И.В. Анализ и система управления рисками при реализации крупных морских газотранспортных проектов. Безопасность морских объектов / И.В. Мещерин, И.А. Ким, В.Н. Башкин и др. М.: ВНИИГАЗ, 2007. С. 5 6.
8. Мещерин И.В. Организация технических исследований на предынвестиционной стадии проектов с производством СПГ / И.В. Мещерин, И.А. Ким // Вестник ПМСОФТ. 2008. № 4. С. 15 19.
9. Мещерин И.В. Корпоративная экологическая экспертиза как фактор повышения экологической безопасности объектов ОАО «Газпром» / И.В.
Мещерин, И.А. Ким, Р.О. Самсонов // Промышленная и экологическая безопасность объектов газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 2008. С.
213 225.