Автореферат (1138037), страница 4
Текст из файла (страница 4)
При этом ставка платы засжигание определяется на основе химического состава ПНГ (для каждогокомпонента загрязняющего вещества установлен соответствующий норматив).2. Доход от сокращения выбросов парниковых газов - квоты, которыемогут быть реализованы в рамках механизмов Киотского протокола (Incq). Доходот сокращения загрязнения окружающей среды рассчитывается как произведениестоимости единиц сокращения выбросов (ЕСВ) на их общее количество.Количество ЕСВ определяется как разница между выбросами диоксида углерода16(СО2) при сжигании ПНГ до и после реализации проекта утилизации.
Объемвыбросов рассчитывается на основе содержания углерода в каждом химическомкомпоненте попутного газа.Разработанный алгоритм расчета экологических факторов при оценкеэкономическойэффективноститехнологийрациональногоиспользованияпопутного газа графически представлен на рис. 2.Объем добычи ПНГ - VТехническиенужды - VtУтилизацияПНГ - VuСжиганиеПНГ - VfCжиганиe ПНГ впределах нормы (5%)Сокращение выбросовпарниковых газов ватмосферуM CO2 MVCO2( M j Nc j )Vgasj 1p V , если Vf p VVf , если Vf p VVfnСжиганиесверх нормыVfе = Vf - Vfnp 5%Доход от реализации квот навыбросы парниковых газовVCO2 (Vf o Vf i )IncqiPCO2i1000Учет фактораэкологии вNPV проектаРазмер штрафа за сжиганиеПНГ и выбросы в атмосферуPf = Tf ×(Vfn+Vfe×p)Ti 0Incqi Pf i(1 r )iРис. 2: Алгоритм учета экологических факторов при оценке проектов утилизации ПНГС учетом предложенного алгоритма формула расчета чистой текущейстоимости (NPV) проекта утилизации ПНГ преобразована к следующему виду:TNPVi 0Ci I i(1 r ) iTi 0Incq i Pf i(1 r ) i(2)где: C - денежный поток от операционной деятельности,I - денежный поток от инвестиционной деятельности,17Incq - доход от сокращения выбросов парниковых газов,Pf - размер штрафов за загрязнение окружающей среды,r - ставка дисконтирования,i - срок реализации проекта утилизации ПНГ (i = 1, 2,…, T),С учетом модификации расчета NPV проекта, формулы расчета индексарентабельности (PI), внутренней нормы доходности (IRR) и срока окупаемостипроекта (PBP) будут иметь следующий вид:TCiPIIncqi Pf i/(1 r )ii 0TCiI i Incqi Pf i(1 IRR )iCiIii 0PBPi 0Incq i(1 r ) iPf iTi 0Ii(3)(1 r )i0(4)0(5)Разработанная методика оценки позволяет учитывать при расчетеэкономической эффективности проектов утилизации ПНГ экологический эффектот их реализации.
Таким образом, при проведении оценки на основепредложенного подхода лучшие экономические показатели будут иметь проекты,снижающие сжигание газа и выбросы загрязняющих веществ в атмосферу.Заключительным этапом оценки экономической эффективности проектовутилизацииПНГявляетсяидентификацияиоценкавлияниянаегоэффективность факторов рисков. При этом рисковыми факторами могут являтьсякак общие для всех проектов характеристики (постоянные затраты, стоимостьтовара,объемспроса/рынка,ставкадисконтированияипр.),такиспецифические, которые связаны с реализацией инновационных технологий.
Так,к инновационным рискам были отнесены: 1) увеличение затрат на проект в связис отсутствием у нефтяной компании опыта реализации подобных проектов всеверных широтах, 2) изменение сроков изготовления и поставки оборудования,3) снижение цены квот на выбросы парниковых газов.18Врезультатеразработанинструментобоснованияэкономическойцелесообразности реализации инновационных технологий, которые позволяютисключить выбросы парниковых газов за счет глубокой переработки ПНГ иполучить на его основе продукцию с высокой добавленной стоимостью.Продемонстрированаработоспособностьконцепциииметодикикомплексной оценки проектов утилизации попутного газа на примеренефтегазовых месторождений Западной Сибири.
Проведена оценка условийреализации инновационных технологий переработки ПНГ.Разработанные в рамках исследования концепция и методика комплекснойоценки использованы для ранжирования и отбора технологий утилизации ПНГдля группы нефтегазовых месторождениях Западной Сибири, которая имеетследующие основные характеристики: Является зрелой провинцией с падающим объемом добычи нефти и газа, Ежегодный объем добычи ПНГ составляет около 68 млн. м³. Снижениедобычи ПНГ с 2010 по 2029 г. планируется с 68,4 до 19,2 млн.
м³, Фактический объем сжигания ПНГ на момент проведения исследования(2008-2010 гг.) составил порядка 62,4 млн. м³ или 91,2% от добычи, Находится на удалении в 68 км. от магистрального газопровода и пунктасдачи газа (компрессорная станция ОАО «Газпром»).В рамках первого этапа разработанной концепции комплексной оценкипроектов, на основе фактической информации и опыта нефтегазовых компанийсистематизированы возможные способы и технологии утилизации ПНГ.Проведенасистематизацияограниченийихреализациисучетомпроизводственных и инфраструктурных характеристик исследуемой группыместорождений, а также региона добычи попутного газа.Врамкахвторогоэтапа,наосноверазработаннойсистемыпроизводственно-экономических и инновационных параметров, а также правилранжирования проектов привлеченными экспертами (профильные специалисты19исследуемой компании) проведен первичный отбор технологий.
Для дальнейшейоценки были отобраны три способа утилизации ПНГ:1. Строительство газопровода для сдачи попутного газа в магистральныйтрубопровод (продажа ОАО «Газпром»).2. Выработка электроэнергии для нужд нефтепромысла – строительствогазотурбинных электростанций (ГТЭС).3. Переработка ПНГ в синтетическое топливо на основе инновационнойтехнологии GTL (gas to liquid – «газ в жидкость»).В рамках третьего этапа, на основе фактических и прогнозных данных обобъеме и динамике добычи ПНГ, оценок инвестиций и операционных затрат нареализацию проектов, финансово-экономических предпосылок исследуемойкомпании проведен расчет эффективности данных технологий. Расчет проведен вдва этапа: с использованием традиционного подхода оценки инвестиций(проведен специалистами компании) и на основе разработанной методики,позволяющей учитывать экологический и инновационный контекст реализациипроектов.
Результаты оценки проектов представлены в таблице 2.Таблица 2: Результаты оценки технологий (проектов) утилизации ПНГ.Проектутилизациипопутного газаСтроительствогазопроводаСтроительствоГТЭСИнновационнаятехнология GTLNPVпроекта IRR (%)(тыс. руб.)УтилизацияВыбросы вDPPПНГ в 2012г. атмосферу (тыс.(лет)(%)тонн СО2)Методика расчетаИнвестиции(тыс.
руб.)Традиционныйподход327 228153 91522,4%2,6889%1 040Комплексныйподход327 228236 71223,4%2,77,589%1 040Традиционныйподход - сценарий 1746 850434 64122,4%2,7895%772Комплексныйподход - сценарий 1746 850616 58024,6%2,8795%772Комплексныйподход - сценарий 2830 700534 32122,4%2,78100%566Традиционныйподход1 850 000-114 74810,5%1,9-100%0Комплексныйподход1 850 000173 77214,1%2,111100%020PIСравнениеэкологическихиэкономическихрезультатовпроектовутилизации ПНГ, оцененной с использованием традиционного подхода иразработанной комплексной методики, представлено на рисунке 3.УтилизацияПНГ (%)Проект №2.СтроительствоГТЭС (сценарий 2)Проект №3.Технология GTL566тыс. т.СО20100%Проект №1.Строительствогазопровода95%772 тыс.
772 тыс.т. СО2 т. СО2Проект №2.СтроительствоГТЭС (сценарий 1)1 040тыс.т. СО2Объем выбросовпарниковых газов(в рамках проекта)85%-2000200400- Оценка на основетрадиционного подхода600NPVпроекта(млн. руб.)- Оценка на основекомплексного подходаРис. 3: Оценка и сравнение эффективности проектов утилизации попутного газаКак следует из рисунка 3, применение разработанной концепции иметодикикомплекснойоценкипроектоврациональногоиспользованияпопутного газа позволило:1. Расширить поле рассматриваемых способов утилизации ПНГ за счетвключения и ранжирования инновационной технологии GTL, обеспечивающейисключение его сжигания и выброс вредных веществ в атмосферу.2.
Повысить экономическую целесообразность реализации инновационнойтехнологий GTL, обеспечив положительное значение NPV данного проекта(+173,7 млн. руб.). Данный результат обеспечен за счет снижения размера21штрафов нефтяной компании за сжигание попутного газа и дополнительногодохода от реализации квот на выбросы парниковых газов, образовавшихся врезультате переработки ПНГ в синтетические топлива.3.Улучшитьпоказателипроектастроительствагазотурбинныхэлектростанций (ГТЭС) в части исключения сжигания ПНГ и снижения выбросовпарниковых газов. В рамках применения методики комплексной оценки проектовразработан второй сценарий реализации данной технологии, предполагающийустановку на одном из месторождений более мощной ГТЭС (15 вместо 13 МВт).Это позволит исключить сжигание попутного газа и снизить выбросыпарниковых газов, начиная с 2012г., при этом предполагается увеличение объемаинвестиций.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
