PROBABILISTYCZNA OCENA EFEKTYWNOŚCI EKONOMICZNEJ EKSPLOATACJI NIEKONWENCJONALNYCH ZASOBÓW GAZU ZIEMNEGO Z WYKORZYSTANIEM SYMULACJI MONTE CARLO Autor: Piotr Kosowski ("Rynek Energii" - sierpień 2014) Słowa kluczowe: niekonwencjonalny gaz ziemny, efektywność ekonomiczna, symulacja Monte Carlo Streszczenie. Ze względu na złożoność i dużą liczbę potencjalnych obszarów występowania niekonwencjonalnego gazu ziemnego ważne jest opracowanie i stosowanie właściwej metody, pozwalającej na ocenę projektu wydobywczego. Doświadczenia wskazują, iż konwencjonalne metody i wskaźniki, oparte na podejściu deterministycznym, nie są odpowiednie dla złóż niekonwencjonalnych, a podejmowanie decyzji w oparciu o takie narzędzia może prowadzić do uzyskania nieprawidłowych (np. zbyt optymistycznych) wyników. W artykule przedstawiono probabilistyczną ocenę efektywności ekonomicznej eksploatacji niekonwencjonalnego odwiertu wydobywającego gaz ziemny. Na potrzeby analizy skonstruowano probabilistyczny model ekonomiczny wykorzystujący metodę Monte Carlo. Przyszłe ceny gazu ziemnego były modelowane w oparciu o model ekonometryczny oparty na procesie Wienera (geometryczny ruch Browna), skalibrowany do danych z jednego z europejskich hubów gazowych. Ocena ekonomiczna została przeprowadzona w dwóch wariantach. W pierwszym kalkulacje wykonano w oparciu o obecnie obowiązujący system opodatkowania wydobycia węglowodorów. W drugim natomiast uwzględniono planowane zmiany, w tym wprowadzenie podatku od wydobycia, podatku węglowodorowego, podwyższonej opłaty eksploatacyjnej oraz skróconej do minimum 5 lat amortyzacji. 1. WSTĘP Niekonwencjonalne złoża gazu ziemnego to grupa niejednorodna i możemy do niej zaliczyć m.in. gaz z pokładów węgla, tight gas oraz gaz łupkowy. Przeważnie są to duże akumulacje, które nie mogą być traktowane identycznie jak konwencjonalne złoża ropy naftowej czy gazu ziemnego. Jednym z głównych problemów związanym z gazem niekonwencjonalnym nie jest kwestia występowania zasobów geologicznych, ale możliwość ich przekształcenia w zasoby wydobywalne. W porównaniu z konwencjonalnymi złożami występuje na tym polu o wiele większa niepewność, a określenie wielkości zasobów gazu niekonwencjonalnego, które mogą być w opłacalny sposób wydobyte nie jest proste. Niejednokrotnie trudno udzielić wiarygodnej odpowiedzi na takie pytanie, ponieważ w grę wchodzi wiele różnych czynników, których wartość i znaczenie może zmieniać się w czasie [2]. Złoża niekonwencjonalne zawierają zazwyczaj znaczne zasoby węglowodorów, co do których istnieje techniczna możliwość wydobycia, ale nie jest to w danych (bieżących) warunkach opłacalne. Sytuacja ta może ulec zmianie w przyszłości lub po zmianie strategicznych celów przedsiębiorstwa. Może się również okazać, że dla jednej firmy zasoby i ich eksploatacja może być opłacalna, a dla innej już nie. [9]. Mimo, że złoża niekonwencjonalne maja charakter ciągły, to ich właściwości geologiczne charakteryzują się zmiennością. Również inne czynniki, jak np. koszty pozyskania gruntów,
wierceń itp. mogą znacznie różnić się na obszarze jednego złoża. Podczas analiz należy również pamiętać o tym, że obszar o bardzo dobrych właściwościach geologicznych, ale kiepskich parametrach komercyjnych może być równie (lub mniej) atrakcyjny, jak obszar o gorszych właściwościach geologicznych, lecz bardzo dobrych komercyjnych [9]. Kompleksowa ocena projektów poszukiwania, rozpoznania i eksploatacji niekonwencjonalnych zasobów gazu ziemnego wymaga więc uwzględnienia i integracji w tym procesie wielu czynników geologicznych, technicznych, ekonomicznych, rynkowych, społecznych i in. Złoża niekonwencjonalne cechują się też specyficznym rodzajem ryzyka - z reguły ryzyko geologiczne jest mniejsze, a ekonomiczne większe, niż ma to miejsce w przypadku złóż konwencjonalnych. Podstawowym pytaniem jest, czy uda się w sposób opłacalny prowadzić wydobycie, a komercyjny sukces zapewnia identyfikacja i eksploatacja tzw. sweet spots, czyli obszarów o szczególnie korzystnych parametrach, z których produkcja jest najbardziej opłacalna. Na niektórych złożach zdarzają się sytuacje, że np. 75% produkcji pochodzi z 35% odwiertów, które zlokalizowane są na 5% powierzchni złoża. [8] Ze względu na złożoność i dużą liczbę potencjalnych obszarów występowania niekonwencjonalnego gazu ziemnego, ważne jest opracowanie i stosowanie właściwej metody, pozwalającej na ocenę potencjalnego projektu wydobywczego oraz porównywanie go z innymi. Doświadczenia wskazują, iż konwencjonalne metody, oparte na rozwiązaniach deterministycznych, nie są odpowiednie dla złóż niekonwencjonalnych ze względu na unikalny charakter każdego złoża. Podejmowanie decyzji w oparciu o narzędzia deterministyczne nie jest najlepszym rozwiązanie w przypadku tego typu złóż, ponieważ nie uwzględniają one ryzyka i niepewności, i w efekcie mogą prowadzić do uzyskania nieprawidłowych (np. zbyt optymistycznych) wyników). Następstwem takich działań mogą być straty finansowe oraz, będące ich konsekwencją, trudności w rozwoju eksploatacji zasobów niekonwencjonalnych [10]. Z tego względu tradycyjna analiza deterministyczna rzadko jest wystarczająca i w procesie oceny należy wykorzystywać analizy probabilistyczne. Podstawowe korzyści z korzystania z analizy probabilistycznej to [10]: kwantyfikacja ryzyka, pozwala na uwzględnienie różniących się opinii osób reprezentujących odrębne dyscypliny i zaangażowanych w proces oceny i podejmowania decyzji, wpływa na bardziej odpowiedzialne podejście do analizy i przyjmowanie bardziej realnych i możliwych założeń, zmusza zespół projektowy do rozważania scenariuszy alternatywnych, a nie tylko bazowego.
Dużą zaletą analizy probabilistycznej jest fakt, iż po ustaleniu wartości progowych dla parametrów wyjściowych (np. zapewniających opłacalność inwestycji) w łatwy sposób można obliczyć prawdopodobieństwo osiągnięcia wartości przekraczających te progi [2]. Jednym ze sposobów przeprowadzania analizy tego typu jest wykorzystanie symulacji Monte Carlo. Jest ona szczególnie przydatna na wczesnym etapie procesu oceny, gdy dane są trudno dostępne lub uzyskanie ich jest bardzo drogie. Informacje pozwalające na zdefiniowanie rozkładów zmiennych wejściowych mogą pochodzić z prognoz, danych złożowych, analogicznych projektów, doświadczenia personelu itp. Rozkłady mogą być też przycinane w celu zapewnienia losowania rozsądnych wartości podczas symulacji (stosowane mogą być też rozkłady trójkątne). Uzyskane dzięki symulacji rozkłady zmiennych wyjściowych pozwalają na oszacowanie ryzyka i prawdopodobieństw osiągnięcia określonych wyników i powinny być wykorzystanie podczas procesu decyzyjnego [10]. 2. PROBABILISTYCZNA OCENA EFEKTYWNOŚCI EKONOMICZNEJ NIEKONWENCJONALNEGO ODWIERTU GAZOWEGO W artykule przeprowadzono wstępną ocenę efektywności ekonomicznej opartą na symulacji eksploatacji niekonwencjonalnego odwiertu gazowego ulokowanego w północnej Polsce. Zespół, którego autor jest członkiem, zbudował model geologiczny i symulacyjny tego odwiertu, a wyniki symulacji jednego z wariantów, zakładającego umiarkowany sukces podczas zabiegu hydraulicznego szczelinowania zostały wykorzystane do przeprowadzenia obliczeń ekonomicznych zaprezentowanych w niniejszym artykule. Horyzont czasowy przyjęty w symulacji wynosi 6 lat (przez taki czas odwiert produkuje gaz ziemny na zadowalającym poziomie) i również taki okres obejmuje analiza efektywności ekonomicznej. Na potrzeby analizy skonstruowano stochastyczny model wykorzystujący metodę Monte Carlo. Ceny gazu ziemnego były modelowane w oparciu o modele ekonometryczne skalibrowane do danych z huba gazowego Zeebrügge. Do obliczeń wykorzystano pakiet Palisade @Risk Industrial. Ocena ekonomiczna została przeprowadzona w dwóch wariantach. W pierwszym kalkulacje wykonano w oparciu o obecnie obowiązujący system opodatkowania wydobycia węglowodorów. W drugim natomiast uwzględniono planowane zmiany, w tym wprowadzenie podatku od wydobycia, podatku węglowodorowego, podwyższonej opłaty eksploatacyjnej oraz skróconej do minimum 5 lat amortyzacji. Należy pamiętać, iż ostateczny kształt nowych regulacji prawnych nie jest jeszcze znany i finalne rozwiązania mogą różnić się od przyjętych w niniejszym artykule.
2.1. Modelowanie cen gazu ziemnego Stosowane często w analizach ekonomicznych stałe ceny nie odzwierciedlają dobrze rzeczywistości, gdzie nieprzerwanie mamy do czynienia ze zmianami wielu parametrów, w tym cen. Zmiany te z reguły są również trudne do wytłumaczenia na podstawie przesłanek fundamentalnych. W związku z tym rozwijają się techniki prognozowania i symulacji cen, oparte np. na tzw. błądzeniu losowym, czyli teorii ruchów Browna (model matematyczny tego fizycznego procesu nosi nazwę procesu Wienera) [6]. W niniejszym artykule ceny gazu ziemnego były modelowane w oparciu o historyczne ceny gazu ziemnego w hubie gazowym Zeebrügge i z wykorzystaniem modelu geometrycznego ruchu Browna. Rys. 1. Cena gazu dla huba gazowego Zeebrügge w latach 2009-2014 [7] Rys. 1 przedstawia ceny gazu ziemnego w hubie gazowym Zeebrügge w latach 2009-2014. Do tych cen skalibrowany został ekonometryczny model oparty na geometrycznym ruchu Browna, przy wykorzystaniu programu Palisade @Risk. Efekty kalibracji przedstawia rys. 2. Rys. 2. Kalibracja modelu opartego o geometryczny ruch Browna do historycznych cen gazu w hubie gazowym Zeebrügge
Podczas symulacji Monte Carlo dla każdej iteracji wyznaczana była, zgodnie ze skalibrowanym modelem, indywidualna ścieżka ceny gazu ziemnego dla analizowanego okresu. Kilka przykładowych ścieżek wraz z przedziałami ufności i średnią przedstawia rys. 3. Rys. 3. Przykładowe ścieżki przebiegu ceny gazu podczas symulacji oraz 50% i 90% przedziały ufności dla całej symulacji dla skalibrowanego modelu cen 2.2. Założenia modelu Jako pozostałe zmienne losowe (poza ceną gazu ziemnego) w modelu przyjęto: nakłady inwestycyjne, koszty stałe w przeliczeniu na odwiert, koszty zmienne na 1 tys. nm 3. W przypadku nakładów inwestycyjnych założono, że w przypadku komercyjnego wydobycia gazu niekonwencjonalnego w Polsce i wiercenia dużej ilości odwiertów ich koszt jednostkowy niewątpliwe spadnie. Trudno jest obecnie określić skalę tego spadku, więc przyjęto wartości pośrednie pomiędzy obecnymi kosztami wiercenia w naszym kraju, a wartościami raportowanymi dla Ameryki Północnej. Założono iż nakłady będą miały rozkład trójkątny z wartością najbardziej prawdopodobną na poziomie 30 mln zł, minimalną równą 25 mln zł i maksymalną wynosząca 40 mln zł (rys. 4). Rys. 4. Przyjęty do analizy rozkład nakładów inwestycyjnych
W przypadku miesięcznych kosztów stałych przypadających na pojedynczy odwiert również założono rozkład trójkątny z wartością najbardziej prawdopodobną na poziomie 6 tys. zł, minimalną równą 5,4 tys. zł i maksymalną wynosząca 6,6 tys. zł (rys. 5). Rys. 5. Przyjęty do analizy rozkład miesięcznych kosztów stałych przypadających na odwiert Dla kosztów zmiennych przypadających na 1 tys. nm 3 wydobytego gazu także przyjęto trójkątny rozkład prawdopodobieństwa z wartością najbardziej prawdopodobną na poziomie 15 zł, minimalną równą 14 zł i maksymalną wynosząca 17 zł (rys. 6) Rys. 6. Przyjęty do analizy rozkład kosztów zmiennych przypadających na 1 tys. nm 3 wydobytego gazu Pozostałe założenia analizy są następujące: okres analizy 6 lat, stopa dyskontowa 0,64 % na miesiąc (8% rocznie), stawka amortyzacji 10% dla analizy dla obecnie obowiązujących regulacji, 20% dla analizy uwzględniającej prognozowane zmiany przepisów, opłata eksploatacyjna 6,23 zł/tys. nm 3 dla analizy dla obecnie obowiązujących regulacji, 24 zł/tys. nm 3 dla analizy uwzględniającej prognozowane zmiany przepisów, stawka podatku od wydobycia (dla nowych regulacji) 1,5% od wartości wydobytego gazu,
stawka podatku węglowodorowego (dla nowych regulacji) od 0 do 25% zysku brutto w zależności od stosunku wpływów do wydatków, ilość iteracji dla każdej symulacji 5 000. 2.3. Wyniki symulacji efektywności ekonomicznej W przypadku analizy dla obowiązujących regulacji podatkowych, średnia wartość NPV wynosi 9,16 mln zł a mediana 8,52 mln zł. NPV przyjmuje wartości z przedziału od -15,29 mln zł do 44,02 mln zł, ale z prawdopodobieństwem 90% zawiera się w przedziale -3,29 23,54 mln zł, a z 50% w przedziale 3,60-14,12 mln zł. W wersji analizy dla proponowanych zmian w systemie opodatkowania wydobycia węglowodorów średnia wartość NPV wynosi 8,74 mln zł a mediana 8,47 mln zł. NPV przyjmuje wartości z przedziału od -17,14 mln zł do 40,17 mln zł, ale z prawdopodobieństwem 90% zawiera się w przedziale -2,60 20,98 mln zł, a z 50% w przedziale 3,80-13,50 mln zł. Na wykresach wyniki dla obowiązujących regulacji oznaczone są kolorem czerwonym, a dla planowanych linią niebieską przerywaną. Rys. 7. Rozkład wartości NPV (obowiązujące regulacje oznaczone są kolorem czerwonym a planowane linią niebieską przerywaną) W tabeli 1 przedstawiono szczegółowe wyniki symulacji oceny efektywności ekonomicznej dla obydwu wariantów obciążeń fiskalnych Wyniki analizy są umiarkowanie pozytywne, choć podkreślić należy wielkość nakładów inwestycyjnych, założoną w obliczeniach, która jest mniejsza niż koszty obecnie wykonywanych w Polsce odwiertów za gazem niekonwencjonalnym, co wpływa korzystnie na otrzymany wynik. Z drugiej strony, w razie rozpoczęcia masowych wierceń, możliwy jest znaczny spadek ich kosztów.
Rezultaty obliczeń pokazują również, że wprowadzenie nowych regulacji podatkowych będzie miało negatywny wpływ na wartość projektu wydobywczego, ale nie zawsze będzie on drastyczny. W przypadku rzeczywistego projektu odpowiadającego przyjętym założeniom, czyli m.in. przeciętny efekt zabiegu szczelinowania i krótki czas eksploatacji, efekt nowych regulacji może być pomijalny, a nawet nieznacznie redukować ryzyko, na co wskazuje porównanie dystrybuant obydwu wariantów. Dla nowych regulacji wartości otrzymane w symulacji są bardziej skupione wokół mediany niż w przypadku regulacji obowiązujących. Wynika to ze stosunkowo krótkiego okresu podlegającego analizie, założonej możliwości przyśpieszonej amortyzacji w ciągu 5 lat oraz faktu, iż podatek węglowodorowy zaczyna być płacony, gdy stosunek skumulowanych przychodów do wydatków przekroczy 1,5. Dla projektów o dłuższym horyzoncie czasowym i większych generowanych przepływach wpływ nowych regulacji fiskalnych będzie niewątpliwie większy. Tabela 1 Wyniki symulacji efektywności ekonomicznej dla dwóch wariantów obciążeń fiskalnych Statystyki dla NPV dla obowiązujących obciążeń Statystyki dla NPV dla planowanych obciążeń Statystyka Percentyl Statystyka Percentyl Minimum -15 285 802 5% -3 285 233 Minimum -17 135 861 5% -2 603 769 Maksimum 44 021 665 10% -901 278 Maksimum 40 168 567 10% -248 846 Średnia 9 159 503 15% 886 474 Średnia 8 737 336 15% 1 271 071 Odch. Std. 8 148 257 20% 2 421 167 Odch. Std. 7 216 330 20% 2 631 239 Wariancja 6,63941E+13 25% 3 602 898 Wariancja 5,2075E+13 25% 3 804 829 Skośności 0,438224506 30% 4 713 783 Skośności 0,22268263 30% 4 744 720 Kurtoza 3,375650342 35% 5 712 157 Kurtoza 3,1087227 35% 5 655 169 Mediana 8 516 075 40% 6 625 563 Mediana 8 465 327 40% 6 499 498 Moda 5 220 086 45% 7 601 733 Moda 6 445 656 45% 7 537 299 50% 8 516 075 50% 8 465 327 55% 9 434 984 55% 9 437 219 60% 10 499 322 60% 10 363 624 65% 11 556 564 65% 11 327 320 70% 12 852 796 70% 12 268 594 75% 14 124 602 75% 13 496 220 80% 15 687 076 80% 14 799 930 85% 17 441 307 85% 16 177 648 90% 20 077 955 90% 18 026 758 95% 23 540 032 95% 20 983 684
Rys. 8. Porównanie nominalnej wartości obciążeń fiskalnych dla dotychczasowych i proponowanych regulacji (obowiązujące regulacje oznaczone są kolorem czerwonym a planowane linią niebieską przerywaną) Rysunek 8 przedstawia porównanie nominalnej wartości obciążeń dla obowiązujących i planowanych regulacji prawnych. Średnia wartość dla nich wynosi odpowiednio 8,06 mln zł i 8,76 mln zł a mediana 7,83 i 8,02 mln zł. Interesujące jest natomiast porównanie dystrybuant. Dla obowiązujących regulacji obciążenia z prawdopodobieństwem 90% wyniosą od 5,04 do 11,85 mln zł, a dla planowanych od 4,8 do 15,46 mln zł. W przypadku przedziałów dla dwóch środkowych kwartyli (50% prawdopodobieństwa, od 25% do 75% dystrybuanty) przedziały te prezentują się następująco: od 6,54 do 9,34 mln zł i od 6,38 do 10,26 mln zł. Wyraźnie można zauważyć, że przedziały dla nowych regulacji są szersze (rośnie wartość górnej granicy przedziału), co wynika z faktu, iż różnice w obciążeniach są tym większe, im bardziej udany jest projekt inwestycyjny. Poniżej (na rysunkach 9-11) przedstawiono zestawienia uzupełniających wskaźników oceny efektywności ekonomicznej: IRR (wewnętrznej stopy zwrotu), zdyskontowanego okresu zwrotu oraz NPVR (stosunku NPV do zdyskontowanych nakładów). Rys. 9. Rozkład IRR (obowiązujące regulacje oznaczone są kolorem czerwonym a planowane linią niebieską przerywaną)
Rys. 10. Rozkład zdyskontowanego okresu zwrotu (obowiązujące regulacje oznaczone są kolorem czerwonym a planowane linią niebieską przerywaną) Rys. 11. NPVR (obowiązujące regulacje oznaczone są kolorem czerwonym a planowane linią niebieską przerywaną) 2.3. Analiza wrażliwości Ważnym elementem analizy efektywności ekonomicznej jest identyfikacja kluczowych czynników, mających wpływ na opłacalność przedsięwzięcia. W przypadku wydobycia gazu niekonwencjonalnego jednym z najważniejszych takich czynników jest cena gazu, która w niniejszym opracowaniu była modelowana za pomocą modelu ekonometrycznego. W celu identyfikacji i opisu pozostałych przeprowadzono analizę z wykorzystaniem narzędzia Advanced Sensitivity Analysis pakietu @Risk. Podobnie, jak w przypadku wielu innych rodzajów inwestycji naftowych i gazowniczych, drugim najważniejszym, obok ceny, czynnikiem okazuje się wielkość nakładów inwestycyjnych (rys. 12). Wpływ kosztów stałych i zmiennych w porównaniu do nakładów jest stosunkowo niewielki.
Rys. 12. Analiza wpływu na NPV procentowego odchylenia zmiennych wejściowych od wartości średniej 3. PODSUMOWANIE Wyniki analizy efektywności ekonomicznej niekonwencjonalnego odwiertu ulokowanego w północnej Polsce, oparte na wynikach symulacji jego eksploatacji oraz wykorzystaniu probabilistycznego modelu oceny są umiarkowanie pozytywne, choć podkreślić należy wielkość nakładów inwestycyjnych, założoną w obliczeniach, która jest mniejsza niż koszty obecnie wykonywanych w Polsce odwiertów za gazem niekonwencjonalnym, co wpływa korzystnie na otrzymany wynik. Rezultaty obliczeń pokazują również, że wprowadzenie nowych regulacji podatkowych będzie miało negatywny wpływ na wartość projektu wydobywczego, ale nie zawsze będzie on duży. Dodatkowo odroczenie części obciążeń np. poprzez przyśpieszenie amortyzacji, czy uzależnienie wysokości podatku węglowodorowego od stosunku wpływów do wydatków powoduje, że obciążenia rzeczywiste (zdyskontowane) są mniejsze od nominalnych, co ma wpływ na wartości wskaźników efektywności ekonomicznej. Różnice w wielkości obciążeń (wzrost w przypadku nowych regulacji) będą tym większe, im bardzie udany będzie projekt inwestycyjny. W przypadku projektów balansujących na krawędzi opłacalności efekt nowych regulacji może być pomijalny, a nawet nieznacznie redukować ryzyko. Duży wzrost obciążeń dla najlepszych projektów wydobywczych może mieć jednak długofalowe, negatywne skutki, ponieważ wpłynie on na znaczne pogorszenie opłacalności działalności poszukiwawczowydobywczej. Nierzadko bowiem, na jej efektywność decydujący wpływ ma stosunkowo niewielki odsetek bardzo udanych inwestycji. Dodatkowo, poważne trudności może sprawić interpretacja nowego prawa, a zwłaszcza kwalifikowalność ponoszonych wydatków. Analiza wrażliwości wskazuje, iż obok ceny gazu ziemnego drugim najważniejszym czynnikiem wpływającym na opłacalność wydobycia gazu niekonwencjonalnego jest poziom nakładów inwestycyjnych, co jest sytuacją typową dla przedsięwzięć w branży naftowej i gazowniczej.
Eksploatacja niekonwencjonalnych złóż gaz ziemnego niesie ze sobą wiele wyzwań, z których jednym z najistotniejszych jest osiągnięcie ekonomicznej opłacalności takiego wydobycia. Opłacalność ta zależy od niepewnego bilansu pomiędzy kosztami, a przychodami osiągniętymi ze sprzedaży wydobytego gazu. W związku z tym w procesie eksploatacji niekonwencjonalnego gazu ziemnego bardzo ważne jest zwiększanie efektywności. Działania te obejmują kilka obszarów, wśród których możemy wyróżnić: zwiększanie efektywności wierceń m.in. poprzez znaczne ich przyśpieszenie. Firma EnCana zmniejszyła średni czas wiercenia z ponad 40 do ok. 30 dni. W przypadku EOG Resources średni koszt odwiertu na przestrzenie kilku lat spadł z 1,3 mln $ do około 830 tys. $, a czas wiercenia z 30 do 20 dni [11]. zwiększenie efektywności i optymalizacja produkcji. Za przykład może posłużyć firma Williams Cos., która na złożu w basenie San Juan w Nowym Meksyku, poprzez zainwestowanie ok. 15 mln $ w remont infrastruktury, obniżenie ciśnienia w gazociągach zbiorczych, instalację nowych sprężarek i rekonstrukcje, zwiększyła produkcję ze swoich ponad 800 odwiertów o ok. 20% [11]. zwiększenie efektywności wykorzystania i utylizacji wody. optymalizacja i zwiększanie efektywności poszukiwania i zagospodarowywania nowych złóż Biorąc pod uwagę znaczny poziom niepewności, związany z eksploatacją zasobów niekonwencjonalnych należy też stosować strategie pozwalające na ograniczanie i minimalizację ryzyka i niepewności. LITERATURA [1] Brigham E.F., Gapenski L.C.: Zarządzanie Finansami, Polskie Wydawnictwo Ekonomiczne, Warszawa 2000. [2] Giles M.R., Nevin D., Johnston B., Hollanders M.: Understanding Volumes, Economics and Risk Mitigation in Unconventional Gas Projects, 2012, SPE 151906 [3] Godec M., van Leeuwen T., Kuuskraa V.: Economics of Unconventional Gas, Advanced Resources International, 2007, Arlington, VA [4] Gouveia J., Citron G.P.: A Statistical Approach to the Effective Economic Modeling and Portfolio Selection of Unconventional Resource Opportunities, 2009, SPE 121525 [5] Gray W.M., Hoefer T.A., Chiappe A.: A Probabilistic Approach to Shale Gas Economics, 2007, SPE 108053
[6] Guthrie G.: Real Options in Theory and Practice, Oxford University Press, 2009,New York. [7] NetConnect Germany GmbH & Co. KG, http://www.net-connect-germany.de [8] Stabell Ch., Gonzales R., Langlie E.: Stochastic Modelling of Shale Gas Resource Play Economics, 2007, SPE 108081 [9] Steffen K., Hood K.: Creating Economic Value from Porosity and Permeability: Integrating Geology, Reservoir Engineering and Commercial Factors for Evaluation of Unconventional Resource Opportunities, International Petroleum Technology Conference IPTC 17031, 2013. [10] Williams-Kovacs J.D., Clarkson C.R.: Using Stochastic Simulation To Quantify Risk and Uncertainty in Shale Gas Prospecting and Development, CSUG/SPE 148867, 2011. [11] Wright J.: Economic Evaluation of Shale Gas Reservoirs, SPE 119899, 2008. STOCHASTIC EVALUATION OF THE ECONOMIC EFFECTIVENESS OF UNCONVENTIONAL NATURAL GAS RESOURCES EXPLOITATION USING MONTE CARLO SIMULATION Key words: unconventional natural gas, economic effectiveness, Monte Carlo Summary. Due to the complexity and the large number of potential areas where unconventional natural gas can be produced, it is important to develop and use appropriate methods for the evaluation of such investment projects. Experience shows that the conventional methods and indicators based on deterministic approach, are not suitable for unconventional deposits, and decisions made on the basis of such tools may lead to incorrect (eg. too optimistic) results. The article gives a stochastic assessment of the economic efficiency of exploitation of unconventional gas well. Analysis was conducted with a use of stochastic model using Monte Carlo method. Future prices of natural gas were modeled on the basis of an econometric model based on the Wiener process (geometric Brownian motion), calibrated to data from one of the European gas hubs. The economic assessment was carried out in two variants. The first was made based on the current system of taxation. In the second, however, proposed changes were taken into account, including the introduction of a tax on production, hydrocarbon tax, higher royalty and faster depreciation. Piotr Kosowski, dr inż., adiunkt, AGH Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie