Методы оценки экономической эффективности крупномасштабных проектов развития газотранспортной системы

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
Экономические науки
Страниц:
171


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Актуальность темы исследования. Актуальность темы диссертационного исследования определяется значением проблемы обеспечения эффективной работы трубопроводного транспорта в экономике Российской Федерации. В настоящее время более 90% добываемой нефти и 100% природного газа транспортируется по магистральным трубопроводам. При этом эффективность внутренних и экспортных поставок энергоносителей определяет стабильное социально-экономическое развитие страны.

Для повышения экономической эффективности транспортировки природного газа строятся сложные технологические комплексы, ориентированные на масштабное внедрение инноваций на всех этапах от проектирования и строительства газотранспортных систем (ГТС) до их эксплуатации. При этом в газовой отрасли промышленности особое значение имеют транснациональные крупные инвестиционные проекты, к которым можно отнести газопровод & laquo-Северный поток& raquo-. Обоснование подобных инвестиционных проектов требует адекватных методов оценки экономической эффективности их реализации.

Обоснованию критериев и методов оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в промышленности и транспорте посвящены работы многих отечественных (С. Бланк, В. Есипов, Б. Идрисов, А. Ильинский, Г. Краюхи, А. Кочетков, Д. Львов, И. Сидоров, В. Шапиро А., Шумилина и др.), а также зарубежных (Г. Бирман, Ю. Блех, У. Гетце, Д. Гитман, М. Джонк, М. Лоренс, С. Шмидт и др.) экономистов.

Вместе с тем, до настоящего времени ряд вопросов, отражающих методологические особенности оценки экономической эффективности газотранспортных проектов, требует своего решения. К ним следует отнести вопросы классификации и оценки факторов экономической эффективности газотранспортных систем- совершенствования системы показателей и методов оценки экономической эффективности с учетом региональных и межотраслевых эффектов- оценки влияния инвестиционных, технологических и ценовых рисков, а также инновационной деятельности на экономическую эффективность развития газотранспортных систем.

Перечисленные вопросы определили цель данного исследования и основное содержание диссертационной работы.

Целью диссертационного исследования является совершенствование методов оценки экономической эффективности газотранспортных систем с учетом неопределенности рынка энергоносителей и приоритетов инновационного развития.

Основные задачи исследования. Задачи исследования обусловлены поставленной целью и заключаются в следующем:

• в анализе современного состояния и направлений эффективного и устойчивого развития газовой промышленности и национальной газотранспортной системы России-

• классификации и оценка факторов эффективности инвестиционных проектов газотранспортной подотрасли, включая инвестиционные возможности и риски предприятий — участников проектов-

• в системном анализе принципов и методов оценки экономической эффективности инвестиций при реализации крупномасштабных газотранспортных проектов имеющих межотраслевое значение-

• в развитии методов оценки и управления инвестиционными рисками при проектировании, строительстве и эксплуатации газотранспортных систем-

• разработке методов оценки экономической эффективности стратегических инвестиционных решений при проектировании систем транзита природного газа на базе теории опционного ценообразования-

• оценке направлений повышения экономической эффективности газотранспортных проектов на основе инновационных преобразований в данном секторе национальной экономики-

• сравнительной оценке экономической эффективности технико-экономических решений проекта развития газотранспортной системы & laquo-Северный поток& raquo-.

Предметом исследования являются методы оценки экономической эффективности газотранспортных систем.

Объект исследования является проект развития крупномасштабной газотранспортной системы ГТС & laquo-Северный поток& raquo-.

Методология и методика исследований. Общим методологическим принципом организации исследования является системный подход к оценке экономической эффективности. Основные исследования, проведенные в рамках данной работы, базируются на теории инвестиционного анализа, а также отработанных в мировой практике принципах оценки эффективности крупномасштабных проектов. Применяемые в диссертации методы включают в себя многокритериальную оценку, имитационное моделирование, экспертную оценку, опционное ценообразование, а также методы математической статистики на основе информационных баз данных.

Научная новизна.

1. Обоснована классификация факторов эффективности развития национальной газотранспортной системы, отражающие современную парадигму управления инновационными преобразованиями, а также направления стимулирования инвестиционной деятельности в отрасли.

2. Разработана система критериев и методов оценки экономической эффективности крупномасштабных проектов, позволяющая учесть не только прямые, но и мультипликативные (макроэкономические, социальные, экологические и инновационные и другие) эффекты строительства ГТС для инвесторов, регионов и смежных отраслей.

3. На основе концепции опционного ценообразования предложен метод оценки экономической эффективности многоуровневых инвестиций, позволяющий принимать обоснованные решения по выбору производственной мощности газотранспортной системы с учетом возможности роста цен на мировых энергетических рынках.

4. Усовершенствованы методы экономической оценки и управления рисками, возникающих при строительстве и эксплуатации газотранспортных систем, позволяющие оценить экономическую целесообразность предотвращения либо страхования технологических и инвестиционных рисков.

5. Обоснованы стратегические приоритеты инновационной деятельности и организационно-экономические решения, позволяющие повысить экономическую эффективность крупномасштабного проекта & laquo-Северный поток& raquo- и обеспечить устойчивость экспортных поставок природного газа.

6. Разработаны оптимальные варианты организации транспорта сетевого и сжиженного природного газа, обеспечивающие экономически эффективное распределение инвестиций при развитии экспорта данных видов товарных продуктов.

Практическая значимость.

1. Разработана система критериев и методов оценки экономической эффективности крупномасштабных проектов, внедрение которых при обосновании инвестиционных решений ГТС & laquo-Северный поток& raquo-, позволило учесть косвенные эффекты его строительства в смежных отраслях промышленности.

2. Предложен метод обоснования производственной мощности ГТС & laquo-Северный поток& raquo- с учетом неопределенности спроса на природный газ. Реализация разработанного варианта позволит компании получить существенный экономический эффект.

3. Обоснованы приоритетные направления научно-технического развития подотрасли, учитывающие структуру и современные тенденции строительства и эксплуатации газопроводов, а также экономическую эффективность инвестиций.

4. Произведена сравнительная оценка экономической эффективности стратегических вариантов развития экспортно-ориентированной системы транспортировки природного газа & laquo-Северный поток& raquo- на период до 2020 г.

Апробация результатов исследования. Основные положения и выводы диссертационного исследования доложены и обсуждены на Всероссийской научно-практической конференции & laquo-Современное состояние и перспективы развития экономического анализа и аудита& raquo- (Иркутск, 2009) — Третьем научном конгрессе ИНЖЭКОН-2010 (Санкт-Петербург, 2010) — Международной научно-практической конференции & laquo-Энергетика в XXI веке& raquo- (Санкт-Петербург, 2010), а также на научных семинарах Санкт-Петербургского государственного инженерно-экономического университета.

Результаты использованы при подготовке отраслевых методических рекомендаций в Министерстве природных ресурсов и экологии РФ.

Публикации. По теме диссертации были опубликовано 10 статей общим объемом 2,44 п.л. в журналах и сборниках докладов, в т. ч. 5 статей, объемом 1,18 п.л. в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, двух приложений и списка литературы, включающего 84 наименования. Основной текст изложен на 173 страницах, содержит 19 таблиц, 35 рисунков.

Выводы по главе:

1. Особое место при разработке экспортно-ориентированной газотранспортной системы является обоснование сравнительной экономической эффективности транспортировки сетевого и сжиженного природного газа (СПГ). Оценка экономической эффективности развития газотранспортной системы проводилась для двух вариантов: вариант строительства магистрального газопровода & laquo-Северный поток& raquo- и вариант транспортировки газа в сжиженном виде на танкерах (СПГ-транспортировка). Вариант сухопутного газопровода был исключен из рассмотрения в связи с тем, что противоречит концепции создания нового газотранспортного маршрута без пересечения границ третьих стран.

2. Результаты оценки экономической эффективности реализации варианта строительства подводного газопровода свидетельствуют о том, что чистый дисконтированный доход за 28 лет составит 55,1 млрд долл. при сроке окупаемости 5 лет, расчетное значение транспортного тарифа составляет 277 о долл. /тыс.м газа (7,74 долл. /млн. БТЕ).

3. При реализации варианта транспортировки в виде СПГ и строительства завода СПГ чистый дисконтированный доход за 28 лет составит 70,3 млрд долл., а срок окупаемости — 7 лет, расчетное значение транспортного о тарифа составляет 302,4 долл. /тыс.м газа (8,41 долл. /млн. БТЕ).

4. Сравнительный анализ эффективности показал, что с экономической точки зрения вариант транспортировки СПГ более благоприятен по показателю чистый дисконтированный доход, однако данный вариант требует более чем в 2 раза больших капитальных вложений, и более чем в 3 раза больших эксплуатационных затрат. При этом показатели внутренней нормы доходности, индекса доходности и срока окупаемости лучше по варианту транспортировки по трубопроводу & laquo-Северный поток& raquo-. Сравнивая тарифы на транспортировку газа, необходимо отметить, что тариф на транспортировку природного газа по магистральному газопроводу ниже чем при транспортировке СПГ на 25,5 долл. /тыс. м3 (0,7 долл. /млн. БТЕ).

5. Результаты сравнительной оценки экономической эффективности инвестиций при транспортировке природного газа подтвердили, что вариант прокладки морского трубопровода, который является принятым инвестиционным решением проекта, является экономически более привлекательным по сравнению с вариантом СПГ. Однако выбор варианта развития газотранспортной системы будет осуществляться в зависимости от предполагаемого спроса на природный газ сетевой и сжиженный газ в мире и от возможностей поддержания объемов добычи газа в традиционных газодобывающих регионах России.

6. Проект транспортировки природного газа & laquo-Северный поток& raquo- кажется чрезвычайно привлекательным как с экономической, так и с геополитической точки зрения, однако такому крупномасштабному проекту сопутствуют большие риски, которые необходимо учитывать при его реализации. Проанализирована неопределенность относительно потенциальной емкости Северо-Американского рынка СПГ, производственные и горно-геологические риски.

153

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований и их практическая реализация представляют собой решение актуальной научной задачи по определению экономической эффективности инновационного развития газотранспортной системы & laquo-Северный поток& raquo-, имеющей важное отраслевое и народнохозяйственное значение. На основе полученных данных и выполненных исследований можно сделать ряд принципиальных выводов и рекомендаций:

1. Развитие систем транспортировки природного газа рассматривается в диссертации, как обоснование совокупности рациональных вариантов и проектов развития газотранспортных систем, обеспечивающих надежное снабжение потребителей природным газом при достижении заданного коммерческого эффекта транспортных предприятий, защите окружающей среды и реализации социально-экономических программ.

2. Приоритетным инфраструктурным экспортно-ориентированным мегапроектом, обеспечивающим очерёдность и масштабы освоения новых месторождений северных территорий и акваторий, является строительство Северо-Европейского газопровода (& laquo-Северный поток& raquo-), который, минуя транзитные страны, будет поставлять газ в Германию и страны Северной Европы.

3. Среди нерешенных отраслевых проблем инвестиционных проектирования ГТС наиболее значимыми являются: отсутствие эффективного механизма финансирования проектов- наличие целого ряда директивных документов и нерыночных решений, регламентирующих формирование цен и систем расчетов- сложная структура себестоимости работ- высокая стоимость и отсутствие эффективного механизма страхования рисков.

4. Используемые в настоящее время критерии (ЧДД, ИД, ВНД и др.) не отражают всех возможных затрат и эффектов, присущих крупномасштабным проектам развития ГТС, таких как & laquo-Северный поток& raquo-, их влияние на экономику стран — участниц проекта, экологическую обстановку в регионе обуславливают применение расширенной группы критериев экономической эффективности (макроэкономический- геополитический- социальный- экологический- технический).

5. Методика многокритериальной оценки предусматривает: отбор показателей, которые целесообразно учитывать при оценке экономической эффективности ГТС- определение критериальной направленности- экспертную балльную оценку проектных решений- принятие оптимального варианта проекта, оценка потребности и экономической эффективности его реализации.

6. Стратегические инвестиционные решения предусматривают экономическую оценку создаваемых инвестиционных возможностей, которые могут быть реализованы в долгосрочной перспективе. Стоимость этих возможностей предлагается определять с использованием теории опционов по предлагаемой методике, позволяющей учитывать неопределенность спроса и конъюнктуры цен на природный газ.

7. Обоснование инновационных технологий повышения эффективности и надежности ГТС & laquo-Северный поток& raquo- рекомендуется проводить по следующим структурным блокам: концептуальные стратегические решения и технологии, использование новых технологий повышения устойчивости линейной части газопровода, инновационные технологии контроля состояния ГРС, инновационные энергосберегающие технологии, инновационные технологии экологического мониторинга.

8. Определены экономические, геополитические, социально-экономические и межотраслевые научно-техническое эффекты внедрения инновационных концептуальных подходов и схем развития экспортно-ориентированных газотранспортных систем в пользу развития морских газотранспортных систем.

9. В целях оптимизации была установлена экономически эффективная мощность по добыче и транспортировке природного газа проекта & laquo-Северный поток& raquo-. С этой целью на период функционирования комплекса произведена оценка возможностей ресурсной базы месторождений и разработаны программные мероприятия по ее воспроизводству.

Ю. Результаты проведенных исследований показали, что проект транзита природного газа (включая и его ресурсную составляющую) может обеспечить серьезный импульс для развития Северо-западного региона в целом. За счет его реализации будет обеспечен мультипликативный эффект в основном за счет следующих направлений: увеличение бюджетных поступлений- развитие инфраструктуры- организация новых рабочих мест- развитие научно-технического потенциала отрасли.

11. Оценка экономической эффективности развития газотранспортной системы проводилась для двух вариантов: вариант строительства магистрального газопровода & laquo-Северный поток& raquo- и вариант транспортировки газа в сжиженном виде на танкерах (СПГ-транспортировка).

12. Сравнительный анализ эффективности показал, что с экономической точки зрения вариант транспортировки СПГ более благоприятен по показателю ЧДД, однако данный вариант требует более чем в 2 раза больших капитальных вложений, и более чем в 3 раза больших эксплуатационных затрат. При этом остальные показатели эффективности лучше по варианту транспортировки по трубопроводу & laquo-Северный поток& raquo-, тариф на транспортировку природного газа по магистральному газопроводу ниже чем при транспортировке СПГ на 25,5 долл. /тыс. м3 (0,7 долл. /млн. БТЕ).

13. Проект транспортировки природного газа & laquo-Северный поток& raquo- кажется чрезвычайно привлекательным как с экономической, так и с геополитической точки зрения, однако такому крупномасштабному проекту сопутствуют большие риски, которые необходимо учитывать при его реализации. Проанализирована неопределенность относительно потенциальной емкости Северо-Американского рынка СПГ, производственные и горно-геологические риски.

ПоказатьСвернуть

Содержание

Глава 1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ФАКТОРОВ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗВИТИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ В РОССИИ.

1.1 Стратегические приоритеты эффективного развития добычи и транспортировки природного газа.

1.2 Современное состояние газотранспортной системы России

1.3 Стратегические направления развития газотранспортной системы.

1.4 Направления совершенствования нормативно-правовой базы управления газопроводным транспортом.

1.5 Анализ инвестиционных рисков проектов развития газотранспортных систем.

Выводы по главе.

Глава 2 КРИТЕРИИ И МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ КРУПНОМАСШТАБНЫХ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ПРОЕКТОВ.

2.1 Анализ современных методических принципов и подходов.

2.2 Методы и критерии оценки экономической эффективности развития газотранспортной системы.

2.3 Методы оценки экономической эффективности стратегических инвестиционных решений.

2.4 Классификация и экономическая оценка инвестиционных рисков газотранспортных систем.

Выводы по главе.

Глава 3 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ.

3.1 Приоритеты и критерии эффективности инновационной деятельности в газотранспортном комплексе.

3.2 Системная оценка прямых и косвенных эффектов инновационного развития.

3.3 Оценка экономической эффективности приоритетов ресурсного обеспечения транспортной системы.

3.4 Оценка экономической эффективности внедряемых технико-технологических решений.

3.5 Анализ экономической эффективности комплекса инновационных технологий и решений.

Выводы по главе.

Глава 4 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРАТЕГИЧЕСКИХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ.

4.1 Методические принципы и алгоритм оценки.

4.2 Расчет стоимости транспортировки газа по подводному газопроводу.

4.3 Расчет стоимости транспортировки газа в сжиженном виде.

4.4 Анализ экономической эффективности инвестиций сравниваемых вариантов.

Выводы по главе.

Список литературы

1. Акофф Р. Планирование будущего корпорации. М., & laquo-Прогресс»-, 2005.

2. Ампилов Ю. П. Методы геолого-экономического моделирования ресурсов и запасов нефти и газа с учетом неопределенности и риска. М., Геоинформмарк, 2002. — 201 с.

3. Аналитическая записка ОАО & laquo-Газпром»-, 2008, www. avk. ru.

4. Андреев А. Ф. Учет и оценка рисков при инвестировании проектов освоения месторождений нефти и газа. М., 1995.

5. Андреев А. Ф. Экономическое обоснование инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности. М.: ГАНГ. 1996.

6. Апостолов A.A. Экономическая оценка проектов реконструкции и развития единой газотранспортной системы России. СПГГИ (ТУ), 2001. 62 с.

7. Арбатов A.A., Грцевич К Г. Роль потребления в формировании минерально-сырьевой базы страны: Обзор. Геоинформмарк // Экономика минерального сырья и геологоразведочных работ. М., 1988.

8. Банъко Ю. Российский шельф: слово и дело. // Нефтегазовая вертикаль, 2004, № 18.

9. Беренс В., Хавранек П. М. Руководство по подготовке промышленных технико-экономических исследований. М.: Интерэксперт, 1995. 11. Бирман Г., Шмидт С. Экономический анализ инвестиционных проектов. М.: & laquo-Банки и биржи& raquo-, ЮНИТИ, 1997.

10. Богданов В. Л. Стратегия устойчивого развития нефтегазовой компании в условиях реформирования ТЭК России. СПб.: СПГГИ, 2002. 170с.

11. Брагинский О. Б. Мировой нефтегазовый комплекс. М.: Наука, 2004. 605с.

12. А. Виноградова О. Газ России. Отраслевой обзор. // Нефтегазовая вертикаль. 2005. № 8−9.

13. Возможности развития углеродного рынка в России, http: //www. natcarbon. ru/ru/ analytical/carbonmarket. ppt

14. Временные рекомендации по составу, порядку разработки, согласования и утверждения ТЭО инвестиций в форме капитальных вложений на создание объектов топливно-энергетического комплекса, М.: Минтопэнерго, 1993.

15. Герасимов Р. А. Нормативно-правовая база лицензирования пользования недрами // Природные ресурсы России: управление, экономика, финансы. 2003. № 4. С. 7−13.

16. Герт А. А. Обоснование эффективности управленческих решений в нефтегазовом бизнесе. Н.: СНИИГГиМС. 1999.

17. Гладков А. А, Петров Д. В. О методических подходах к построению системы тарификации для магистральных газопроводов // Нефть и Капитал, 2005 № 4

18. Глухова Н. В. Технико-экономическое моделирование проекта освоения Штокманоского месторождения. СПб, 2001, Tp. RAO, т. 1, с. 108−111.

19. Годовой отчет ОАО & laquo-Газпром»- 2008 г., ОАО & laquo-Газпром»-, 2009.

20. Годовой отчет ОАО & laquo-Газпром»- 2009 г., ОАО & laquo-Газпром»-, 2010.

21. Государственное регулирование рынка нефти и газа в Российской Федерации. / Под ред. И. В. Редькина Москва. ООО & laquo-Нестор Академик Паблишерз& raquo-, 2005. — 288 с.

22. Григорьев М. Н. Задачи развития топливно-энергетического комплекса в соответствии со стратегией социально-экономического развития Северо-Запада России // НефтьГазПромышленность. 2005. № 6 (18).

23. Долгосрочная государственная программа изучения и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья. М., 2005.

24. Дракер П. Ф. Инновации и предпринимательство. М.: Экономика, 1992.

25. Ефимова Е. Ставка на шельф www. RBCdaily. ru 28. 06. 2006

26. Зайнутдинов P.A. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства // P.A. Зайнутдинов, Э. А. Крайнова. М.: ТУП Изд-во & laquo-Нефть и газ& raquo-. РТУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. 384 с.

27. Ильинский A.A. Технологические вызовы долгосрочного развития нефтегазодобычи России. // Саммит под эгидой Международного энергетического агентства: & laquo-Инновации в нефтегазовом комплексе& raquo-, Международное энергетическое агентство. Париж, 2008.

28. Ильинский A.A., Мнацаканян О. С., Череповицын А. Е. Нефтегазовый комплекс Северо-Запада России: стратегический анализ и концепции развития. СПб.: Наука, 2006. — 474 с.

29. Ильинский A.A., Череповицын А. Е. Стратегический анализ технологий и грузопотоков для разработки нефтегазовых месторождений континентального шельфа//Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. 2007.

30. Инвестиционный меморандум // ОАО Газпром, 2009.

31. Карасевич A.M., Сторонский Н. М., Зотов Г. А. и др. Комплексное освоение малых месторождений нефти и газа в европейской части России // Газовая промышленность. 2004. № 8.

32. Краснов О. С. Формирование стратегии подготовки и освоения минерально-сырьевой базы нефтедобывающей промышленности // & laquo-Сибирское соглашение& raquo-, 2000.

33. Курныгин И. Богатство России находится на арктическом шельфе // НефтьГазПромышленность. 2006. № 5. с. 27 29.

34. Литвиненко B.C. Заполярный коридор // Нефтегазовая вертикаль. 2005.4.

35. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М., 2001.

36. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России& raquo-, М., ВНИГНИ, 2000 г. -

37. Миллер А. Наша цель лидерство на мировом нефтегазовом рынке. // НефтьГазПромышленность. 2006. № 5. с. 12 — 14.

38. Основные положения программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 года. СПб. 2005. 276 с.

39. Остистый Б. К., Мартиросян В. Н., Таныгин И. А. Углеводородный потенциал западно-арктического шельфа России: от эйфории к реалиям. // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2002. № 3. с. 20−29.

40. Отчет о научно-исследовательской работе & laquo-Разработать нормативное и экономическое обеспечение освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа России& raquo- (Этап 1, 2, 3. 1). СПб.: ВНИГРИ, 2005.

41. Отчет о научно-исследовательской работе & laquo-Стратегический анализ объемов грузопотоков для разработки континентального шельфа в средне- и долгосрочной перспективе& raquo-. СПб.: ЦСПиЭ, 2007. 95 с.

42. Отчет о научно-исследовательской работе «Технико-экономические показатели освоения месторождений углеводородов акваторий России& raquo-. СПб.: ЦНИИ им. Акад. А. Н. Крылова, 2005.

43. Отчетные материалы ОАО ВНИИМИ.

44. Официальный сайт ОАО & laquo-Газпром»- http: //gazprom. ru/

45. Официальный сайт проекта & laquo-Северный поток& raquo- http: //www. nord-stream. com/

46. Проект & laquo-Энергетической стратегии России на период до 2030 года& raquo-.

47. Сапун А. Теорема Штокмана // Нефтегазовая вертикаль. 2005. № 16.

48. Сирык С. И. Методологические основы формирования эффективной системы регионального недропользования в нефтегазовом секторе. СПб.: Недра, 2005. 388 с.

49. Сирык С. И., Боровинских А. П. Недропользование в Российской Федерации и предложения по его совершенствованию. СПб.: Недра, 2004.

50. Совершенствование законодательства в сфере экономического стимулирования по изучению и освоению углеводородного сырья континентального шельфа Российской Федерации // Департамент экономики и финансов МПР России, 2005

51. Тенденции развития мировой энергетики // Сб. статей института энергетических исследований. М., 2005.

52. Терехин Д. Экспорт природного газа из северных регионов России: предпосылки и перспективы. // Oil and gas Journal (русск. версия), 2007. № 1−2. с. 32−35.

53. Транспортная стратегия РФ до 2025 года.

54. Челоянц Д: Шельф наш ориентир. // спец. выпуск ж. & laquo-Нефть России& raquo- & laquo-Шельфовые проекты& raquo-, октябрь 2006 г., с. 4−7.

55. Честиков М. В. Методические принципы оценки экономической эффективности нефтегазовых проектов. // Горный журнал, 2010 — с. 67−81.

56. Честиков М. В., Бочкарев А. С. Методические принципы оценки экономической эффективности нефтегазовых проектов. // Горный журнал. 2010, с. 17−22.

57. Честиков М. В., Алымов С. В. Факторы энергетической безопасности и устойчивого развития топливно-энергетического комплекса // Проблемы современной экономики, -2010. -е. 34−45.

58. Честиков М. В. Экономическая оценка вариантов развития добычи углеводородов в Северо-западном Федеральном округе. // Третий научный конгресс ИНЖЕКОН-2010 СПб: СПбГИЭУ, 2010. с. 40−43.

59. Чувашии Е. П. & laquo-Бюджет и финансы нефтегазовых компаний& raquo-, М., & laquo-Де Нево& raquo-, 2000.

60. Шипилов Э. В., Мурзин P.P., Удальцов В. И. Геология газовых и нефтяных месторождений арктического шельфа России. & quot-Нефтегаз"-, 2001, № 2, с. 37−48.

61. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. / Утв. Распоряж. Правительства Р Ф № 1234-р от 28. 08. 2003.

62. Amram М., Kulatilaka N., «Real Options. Managing Strategic Investment in Uncertain World», Boston, Harvard Business School Press, 2005.

63. BP Statistical Review of World Energy, June 2008.

64. British Petroleum statistical Review of world energy, 2000−2005.

65. Cluster specialisation patterns and innovation styles. Den Haag, 1998. P. 5.

66. Feldman V. P., Audretsch D.B. Innovation in Cities: Science based Diversity, Specialization and Localized Competition-European Economic Review. 1999. № 43. P. 40929.

67. Learner E.E. Souses of International Comparative Advantage: Theory and

68. Evidence / Cambridge, MIT Press, 2004.

69. Managing Projects Large and Small", Harvard Business Essentials, 2004.

70. Moritis G. EOR oil production up slightly // Oil and Gas Journal, 2007. Vol. 96. P. 49−77.

71. Principles of Project Finance", E.R. Yescombe, 2002.

72. Tnergy Technologies at the Cutting Edge/. IEA. Paris, 2007

73. Trigeorgis L., «Real Options. Managerial Flexibility and Strategy in Resource Allocation», London. The MIT Press, 2000.

74. Оценка экономической эффективности транспортировки природного газа по магистральному газопроводу

75. N п/п Показатель Ед. изм. Итог 20 082 035 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20 171 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 131 год осуществления проекта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 102 ОБЪЕМ ПОСТАВОК

76. Мощность газопровода млрд. мЗ/год 27,5 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0

77. Годовой объем перевозимого груза млн. мЗ 1 347 500 27 500 55 000 55 000 55 000 55 000 55 000 55 0005 ЗАТРАТЫ

78. Капитальные вложения млн. долл. 9 620 3 207 3 207 3 207

79. Эксплуатационные затраты, в т. ч. млн. долл. 26 744 0 128 257 962 1 058 1 058 1 058 1 058 1 058 1 058

80. Эксплуатационные затраты на трубопровод млн. долл. 4 714 96,2 192,4 192,4 192,4 192,4 192,4 192,4

81. Расходы на текущее обслуживание млн. долл. 2 405 96,2 96,2 96,2 96,2 96,2 96,2 96,2

82. Прочие затраты млн. долл. 10 005 128,3 256,5 384,8 384,8 384,8 384,8 384,8 384,8 384,8

83. Амортизация млн. долл. 9 620 384,8 384,8 384,8 384,8 384,8 384,8 384,8

84. Затраты суммарные млн. долл. 36 364 3 207 3 335 3 463 962 1058 1 058 1 058 1 058 1 058 1 5 813 ВЫРУЧКА

85. Цена на газ долл. /тыс. мЗ 0,0 0,0 300,0 312,0 324,5 337,5 351,0 365,0 379,6 394,8

86. Выручка от реализации газа млн. долл. 706 064 0 0 0 8 580 17 846 18 560 19 303 20 075 20 878 2 171 316 ПЛАН ПО ПРИБЫЛИ

87. Акцизный сбор млн. долл. 211 819 0 0 0 2 574 5 354 5 568 5 791 6 022 6 263 6 514

88. Затраты на транспортировку газа млн. долл. 47 163 0 0 0 963 1 925 1 925 1 925 1 925 1 925 1 925

89. Валовый доход млн. долл. 447 082 0 0 0 5 044 10 567 11 067 11 587 12 127 12 689 13 274

90. Налог на имущество млн. долл. 3 175 71 141 212 212 203 195 186 178 169 161

91. Страховые взносы млн. долл. 909 0,0 4,4 8,7 32,7 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0

92. Балансовая прибыль млн. долл. 416 255 -71 -274 -477 3 837 9 270 9 778 10 306 10 855 11 426 12 019

93. Налог на прибыль млн. долл. 83 415 0 0 0 767 1 854 1 956 2 061 2 171 2 285 2 404

94. Чистая прибыль млн. долл. 332 840 -71 -274 -477 3 070 7416 7 823 8 245 8 684 9 141 96 151 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1325 КОММЕРЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

95. Чистый доход млн. долл. 332 840 -3 277 -3 480 -3 684 3 455 1 801 8 207 8 630 9 069 9 526 10 000

96. Чистый дисконтированный доход млн. долл. 55 138 -3 277 -3 107 -2 937 2 459 4 958 4 657 4 372 4 102 3 847 3 606

97. ЧДД (накопленный) млн. долл. -3 277 -6 385 -9 321 -6 862 -1 905 2 752 7 125 И 227 15 074 18 680

98. Капитальные вложения (дисконтеров.) млн. долл. 8 772 3 207 2915 2 650 0 0 0 0 0 0 0

99. Отчисления в бюджет (налоги) млн. долл. 299 318 71 145 220 3 586 7 447 7 754 8 074 8 407 8 754 9 114

100. Отчисления в бюджет (налоги) дисконт. млн. долл. 58 500 71 130 176 2 552 4 733 4 400 4 091 3 803 3 536 3 287

101. Затраты суммарные (дисконтеров.) млн. долл. 16 967 3 207 3 032 2 862 723 723 657 597 543 494 449

102. Затраты общие (КВ, ЭЗ, налоги и пр.) млн. долл. 373 224 3 277 3 480 3 684 5 125 10 045 10 353 10 673 11 006 11 352 11 713

103. Затраты общие (КВ, ЭЗ, налоги и пр.) дисконтированные млн. долл. 82 938 3 277 3 107 2 937 3 648 6 384 5 874 5 407 4 978 4 585 4 224

104. Индекс доходности д. ед. 7,3

105. Внутренняя норма доходности % 45,4%37 Срок окупаемости лет 5

106. Транспортный тариф долл. /тыс. мЗ 277,0долл/млн. БТЕ 7,74

107. Оценка экономической эффективности транспортировки СПГ (альтернативный вариант)

108. N п/п Показатель Ед. изм. Итог 20 082 035 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20 171 2 3 4 5 6 7 9 10 11 12 131 год осуществления проекта 1 2 3 4 5 6 1 8 9 102 ОБЪЕМ ПОСТАВОК

109. Требуемый объем перевозки газа млрд. мЗ/год 27,5 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0 55,0

110. Годовой объем перевозимого груза млн. мЗ 1 347 500 27 500 55 000 55 000 55 000 55 000 55 000 55 000

111. Годовой объем перевозимого груза тыс. мЗ СПГ 2 304 225 47 025 94 050 94 050 94 050 94 050 94 050 94 0506 ЗАТРАТЫ

112. Капитальные вложения, в т. ч. млн. долл. 21 456 4 364 10 728 6 364

113. Затраты на строительство СПГ-терминала в Выборге млн. долл. 17 500 3 500 8 750 5 250

114. Затраты на создание танкерного флота (метановозы) млн. долл. 1 456 364,0 728,0 364,0

115. Затраты на регазификацию в приемном пункте (Германия) млн. долл. 2 500 500,0 1 250,0 750,0

116. Эксплуатационные затраты, в т. ч. млн. долл. 110 169 0 715 1 430 4 237 4 324 4 324 4 324 4 324 4 324 4 324

117. Эксплуатационные затраты на завод СПГ млн. долл. 21 456 858,2 858,2 858,2 858,2 858,2 858,2 858,2

118. Эксплуатационные затраты на СПГ терминал млн. долл. 4 288 87,5 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0

119. Эксплуатационные затраты на метановозы млн. долл. 1 820 72,8 72,8 72,8 72,8 72,8 72,8 72,8

120. Расходы на текущее обслуживание млн. долл. 5 364 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6 214,6

121. Прочие затраты млн. долл. 55 786 715,2 1 430,4 2 145,6 2 145,6 2 145,6 2 145,6 2 145,6 2 145,6 2 145,6

122. Амортизация млн. долл. 21 456 858,2 858,2 858,2 858,2 858,2 858,2 858,2

123. Затраты суммарные млн. долл. 131 625 4 364 11 443 7 794 4 237 4 324 4 324 4 324 4 324 4 324 4 32 419 ВЫРУЧКА

124. Цена на СПГ долл. /мЗ СПГ 0,0 0,0 225,0 234,0 243,4 253,1 263,2 273,7 284,7 296,1

125. Выручка от реализации газа млн. долл. 905 527 0 0 0 11 004 22 888 23 804 24 756 25 746 26 776 27 8471 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1322 ПЛАН ПО ПРИБЫЛИ

126. Затраты на сжижение, транспортировку и регазификацию газа 161 296 0 0 3 292 6 584 6 584 6 584 6 584 6 584 6 584

127. Валовый доход млн. долл. 744 231 0 0 0 7 712 16 305 17 220 18 172 19 162 20 192 21 263

128. Налог на имущество млн. долл. 7 036 96 332 472 472 453 434 415 397 378 359

129. Страховые взносы млн. долл. 3 746 0,0 24,3 48,6 144,1 147,0 147,0 147,0 147,0 147,0 147,0

130. Балансовая прибыль млн. долл. 623 280 -96 -1 072 -1 951 2 859 11 380 12 314 13 285 14 294 15 343 16 433

131. Налог на прибыль млн. долл. 125 280 0 0 0 572 2 276 2 463 2 657 2 859 3 069 3 287

132. Чистая прибыль млн. долл. 498 ООО -96 -1 072 -1 951 2 287 9 104 9 851 10 628 11 436 12 275 13 14 630 КОММЕРЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

133. Чистый доход млн. долл. 498 ООО -4 460 -11 800 -8 315 3 145 9 962 10 710 11 486 12 294 13 133 14 005

134. Чистый дисконтированный доход млн. долл. 70 316 -4 460 -10 535 -6 629 2 239 6 331 6 077 5 819 5 561 5 304 5 050

135. ЧДД (накопленный) млн. долл. -4 460 -14 995 -21 624 -19 385 -13 054 -6 977 -1 158 4 403 9 708 14 758

136. Капитальные вложения (дисконтиров.) млн. долл. 19 376 4 364 9 753 5 260 0 0 0 0 0 0 0

137. Отчисления в бюджет (налоги) млн. долл. 136 062 96 356 521 1 188 2 876 3 044 3 219 3 402 3 593 3 792

138. Отчисления в бюджет (налоги) дисконт. млн. долл. 25 542 96 318 415 846 1 828 1 727 1 631 1 539 1451 1 368

139. Затраты общие (дисконтиров.) млн. долл. 53 583 4 364 10 403 6 442 3 183 2 954 2 685 2 441 2219 2 017 1 834

140. Затраты общие (КВ, Э3, налоги и пр. без налога на приб.) млн. долл. 407 527 4 460 11 800 8 315 7 858 12 926 13 094 13 269 13 452 13 643 13 842

141. Затраты общие (КВ, Э3, налоги и пр. без налога на приб.) дисконтированные млн. долл. 106 767 4 460 10 535 6 629 5 593 8215 7 430 6 723 6 085 5 510 4 992

142. Индекс доходности д. ед. 4,6

143. Внутренняя норма доходности % 32,3%42 Срок окупаемости лет 7

144. Транспортный тариф долл. /мЗ СПГ 176,9 долл. /тыс. мЗ 302,4 долл/млн. БТЕ 8,41

Заполнить форму текущей работой