В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина






Скачать 130.34 Kb.
НазваниеВ. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина
Дата публикации27.01.2015
Размер130.34 Kb.
ТипДокументы
e.120-bal.ru > Документы > Документы
ЭКОНОМИКА

УДК 622.2 76.5.003 (журнал «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом» 10/2009)
О МЕТОДОЛОГИЧЕСКОЙ БАЗЕ, РЕГЛАМЕНТИРУЮЩЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЕ

ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В.Ф. Дунаев

{РТУ нефти и газа им. ИМ. Губкина), Р.Б. Давлетшин

(ОАО "Татнефть")

В статье приводится анализ действующих положений, регламентирующих экономическое обоснование проек­тов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Представлены причины и предпосылки их появления. Показана теоретическая несостоятельность используемых экономических показателей и последствия их приме­нения в проектных технологических документах на разработку месторождений.

В соответствии с российским законодательством недропользователь, получивший лицензию на раз­работку нефтегазового месторождения (отдельной части месторождения) и подписавший лицензион­ное соглашение, имеет право осуществлять добычу углеводородного сырья только при условии под­счета его запасов и постановки их на государствен­ный баланс. Разработка месторождения и добыча должны проводиться в соответствии с проектным технологическим документом, который согласован с государственным органом и отвечает условиям лицензионного соглашения.

Действие проектного технологического документа ограничивается устанавливаемым сроком. В зависи­мости от степени промышленного освоения месторо­ждения и его изученности отдельными видами этих документов являются: проекты пробной эксплуата­ции, технологические схемы разработки и дополнения к ним, проекты разработки и дополнения к ним, тех­нологические схемы опытно-промышленных работ на отдельных участках и залежах, авторские надзоры за реализацией технологических схем, проектов разра­ботки и дополнения к ним. Технико-экономические обоснования коэффициента извлечения нефти также предусматривают выполнение проектных расчетов, касающихся разработки залежей или отдельных объ­ектов месторождения.

По окончании срока действия документа нефтяная компания обязана представить на рассмотрение но­вый проект, при подготовке которого учитывается по­лученная за прошедший период геолого-промысловая информация. В каждом из этих документов должен экономически обосновываться рекомендуемый вари­ант разработки.

В условиях рыночной экономики это обоснова­ние осуществляется с использованием прикладных аспектов теории эффективности инвестиций. В ча­стности, на уровне нефтяной компании для приня­тия решений используются показатели инвестици­онного проекта: чистый дисконтированный доход; внутренняя норма доходности окупаемости и ряд других. Их значения определяются с учетом выбранной нормы дисконта на основе прогнозиро­вания денежного потока (ДП), являющегося следст­вием осуществления инвестиций. Он формируется в виде сальдо оттоков и притоков денежных средств, определяемых по годам (кварталам, меся­цам) расчетного периода.

Основным показателем для принятия инвестици­онного решения считается чистый дисконтированный доход (ЧДД): его положительная величина свидетель­ствует о рентабельности инвестиционного проекта, а предпочтение отдается тому варианту, которому со­ответствует его максимальное значение. Остальные показатели инвестиционного проекта характеризуют другие важные стороны инвестиционного процесса.

В конце 80-х и начале 90-х гг. прошлого столе­тия стало ясно, что в связи с переходом экономики России на рыночные условия существовавшая ра­нее методологическая база оценки эффективности капитальных вложений должна быть переработана. Первым результатом в этом направлении было по­явление в 1989 г. методических рекомендаций "Комплексная оценка эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса" и Комментариев к ним, подготовленных группой ученых Академии наук СССР. Подготов­ленные рекомендации содержали много недоста­точно ясных положений, которые теперь свидетель­ствуют о том, что ведущие экономисты сами ос­мысливали положения этой теории.

В системе централизованного планирования тако­го рода рекомендации всегда были одним из инстру­ментов управления государственными инвестициями во всех отраслях народного хозяйства, а их использо­вание носило обязательный характер. Как правило, на ведущие научно-исследовательские институты возла­галась адаптация этих рекомендаций к особенностям каждой отрасли. В этот период, из-за изолированно­сти страны от западного мира, других источников для освоения теории эффективности инвестиций практи­чески не было.

В нефтедобывающей промышленности при под­готовке отраслевых методических указаний специа­листы ВНИИнефти столкнулись с трудностями, ко­торые были связаны с особенностями инвестицион­ного процесса при освоении нефтяного месторожде­ния. В частности, они касаются его длительности: процесс разработки месторождения, а следователь­но, и осуществления инвестиций продолжается, практически, в течение всего его жизненного цикла, т. е. нередко два и более десятилетия. В связи с этим "оказалось", что ДП, прогнозируемый на разрабаты­ваемых нефтяных месторождениях, чаще всего не содержит отрицательных значений годовых сальдо притоков и оттоков денежных средств. По известным причинам в этом случае невозможно определить (даже формально) внутреннюю норму доходности, срок окупаемости инвестиций, капитал риска (максимальную отрицательную наличность). Чисто формально можно рассчитывать лишь показатели, которые, по мнению авторов отрасле­вых рекомендаций, соответствовали ЧДД и индек­сам доходности.

Поэтому авторы методических рекомендаций пришли к выводу о том, что в случае разрабатывае­мых месторождений при прогнозировании ДП необ­ходимо включать в него результаты (добыча нефти) не только проектируемых инвестиций, но и прошлых инвестиций. Результатом прошлых инвестиций был уже созданный фонд скважин с соответствующей промысловой и транспортной инфраструктурой. Вы­ручка от реализации этой нефти и соответствующие эксплуатационные затраты должны включаться в общий ДП, генерируемый дальнейшей разработкой м есторождения.

В основе этой позиции лежало представление о том, что, так как нефтяное месторождение (залежь) представляет собой единую гидродинамическую сис­тему, было бы некорректно и невозможно оценивать отдельно эффективность инвестиций в его разных частях и в отрыве от ранее сделанных инвестиций. Если это делать, то, как считали авторы, инвестиции в освоение остаточных запасов могут оказаться не­рентабельными, что в свою очередь ведет к снижению КИН, не соответствует принципу рациональности в использовании нефтяных ресурсов страны и, следова­тельно, является неприемлемым.

На основании этих соображений авторы помести­ли в методические рекомендации (РД 153-39-007-96) следующие положения:

"Основным показателем, определяющим вы­бор рекомендуемого варианта из всех рассматри­ваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок раз­работки. Характерная особенность этого показа­теля в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности ва­рианта в целом ".

  • "Показатель внутренней нормы возврата ка­питальных вложений (IRR) определяет требуемую
    инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал, сравниваемую с действующей процентной став­
    кой за кредит. Если расчетный показатель IRR равенили больше процентной ставки, инвестиции в данный
    проект являются оправданными. Здесь необходимоотметить тот факт, что показатель IRR играет
    важную роль при оценке проектов по вновь вводимымместорождениям, требующим значительных капи­
    тальных затрат ". "В проектах доразработки, которые, в ос­новном, не требуют значительных капитальныхвложений, а также в проектах, предусматрива­ющих применение методов повышения нефтеотда­чи пластов на поздних стадиях, связанных, в основ­ном, с повышенными текущими затратами, пока­затель 1RR играет вспомогательную роль и, какправило, не участвует в процессе выбора наилуч­шего варианта"."Показатель индекс доходности (Р1)так же, как и IRR, имеет "невесомое" значение,если проектируется вновь вводимое месторожде­ние с большими капитальными затратами. В дан­ном случае его значение интерпретируется сле­дующим образом: если PI больше 1, то вариантэффективен, если PI меньше I вариант разработки
    нерентабелен ".

Не останавливаясь на несоответствии приведен­ных выше "определений" положениям теории эф­фективности инвестиций, следует отметить, что та­кая "интерпретация" давала возможность включать в проект нерентабельную разработку и добычу нефти на объектах и залежах месторождения. Итоговый показатель накопленного денежного потока оставал­ся положительным, что формально "свидетельство­вало" о рентабельности проекта и увеличивало про­ектный коэффициент извлечения нефти (КИН), ве­личина которого до сих пор является главным инди­катором рациональности разработки нефтяных ме­сторождений для государственных органов.

Формируемый на основании этих положений ДП соответствует проекту дальнейшей разработки место­рождения, но никак не ИП (инвестиционной состав­ляющей проекта разработки) со всеми вытекающими отсюда последствиями, касающимися применения показателей эффективности.

Таким образом, с одной стороны, "адаптация" бы­ла сведена к отождествлению проекта разработки с инвестиционным проектом, так как использовались названия показателей эффективности инвестиций. С другой стороны, проект разработки месторождения дистанцировался от инвестиционного проекта, что находило отражение в трактовке разной функцио­нальной применимости этих показателей в зависимо­сти от стадии освоения месторождений.

Из рекомендаций следовало, что денежные сред­ства, соответствующие накопленному денежному по­току после достижения его максимальной величины, могут использоваться инвестором с целью дальней­шего покрытия возникающих в процессе разработки этого месторождения убытков. Между тем, известно, что в нефтяных компаниях, как и во всех других, по­лучаемые доходы распределяются (финансовые и производственные инвестиции, возвраты по кредитам, выплаты дивидендов, премий и т. д.).

На самом деле понятие "накопленный доход", ис­пользуемое в инвестиционном анализе, вовсе не пре­дусматривает процесс фактического накопления де­нежных средств инвестором, а только подчеркивает их формальное суммирование при экономической оценке проекта, необходимое для понимания способа определения ЧДД. Величина ЧДЦ соответствует мак­симальному значению накопленного (суммарного) дисконтированного денежного потока в том году, ко­гда срок реализации инвестиционного проекта окан­чивается. Исключение могут составлять инвестици­онные проекты, предусматривающие по их окончании ликвидационные затраты.

Известно, что эффективность инвестиций оцени­вается в момент времени, предшествующий их началу и исключительно для выбора и принятия инвестици­онного решения на основе оценки рентабельности проекта, инвестиционных рисков, сопутствующих его реализации.

Проекты разработки месторождений всегда имеют долгосрочный характер, и в связи с этим прогнозный ДП, как правило, рассчитывается в постоянных ценах. Он определяется на основе некоторой средней за рас­четный период ИП цены на нефть, отражающей пред­ставление инвестора о будущей достаточно долго­срочной эволюции рынка углеводородного сырья. В связи с этим его годовые значения не могут рассмат­риваться как денежные величины, на которые можно опираться при планировании финансовой деятельно­сти предприятия. Мониторинг фактических значений ДП, как и всех сопутствующих ему налогов и плате­жей недропользователя (за исключением разработки месторождений на условиях соглашений о разделе продукции), не может принести какой-либо полезной информации. Даже при фактической реализации тех­нико-технологической основы инвестиционного про­екта составляющие, формирующие ДП, оказываются совсем другими (инфляция, валютный курс, цены на нефть, ставки налогов и т. д.).

Только следствием этих заблуждений можно объ­яснить имеющееся в рекомендациях указание о не­обходимости распределения налогов и платежей нефтяной компании по бюджетам различных уровней и определения показателей эффективности инвести­ций (ЧДЦ и другие) за так называемый проектный период, контролируемый достижением предельной обводненности продукции, который часто оказыва­ется в 2-3 раза продолжительнее периода рентабель­ной добычи.

Как показывает анализ технологических докумен­тов, выполняемых проектными фирмами по заказам нефтяных компаний и представляемых в государст­венные органы для согласования, вот уже более деся­тилетия в них в качестве главного показателя эффек­тивности инвестиций, по существу, используется ква­зикритерий. Как ни странно, это происходит, несмот­ря на появление многочисленных научных публика­ций, излагающих теорию эффективности инвестиций, и приводит не только к искажению величины рента­бельных запасов, но и к принятию заведомо не эф­фективных мероприятий (сооружение скважин и про­ведение различных ГТМ).

В качестве примера для иллюстрации ситуации, сложившейся в проектных организациях, можно при­вести абсурдную с позиций рыночной экономики, но далеко не единичную рекомендацию о варианте дальнейшей разработки (2008 г.) одного из месторож­дений в Западной Сибири.

В соответствии с рекомендуемым вариантом пре­дусматривается усиление воздействия на пласт и увеличение плотности сетки скважин за счет буре­ния (начиная с 2014 г.) уплотняющих скважин в цен­тральной части залежи и увеличения плотности сет­ки скважин по всему месторождению до 25 га/скв. за счет разбуривания краевых зон месторождения. За проектный период (до 2100 г.) этому варианту со­ответствуют наибольшие величины добычи и накоп­ленного дисконтированного потока денежной на­личности (квази ЧДЦ) — 4,5 млрд р.

Исполнители проектного документа пришли к вы­воду, что "при этом достигается приемлемый доход недропользователя", а анализ чувствительности пока­зывает "приемлемую устойчивость к изменению внешних факторов и экономическую эффективность разработки".

Между тем, анализ прогнозного ДП, построен­ного с очень оптимистичными прогнозами эволю­ции рынка нефти, показывает, что в 2014 г. накоп­ленная величина дисконтированного ДП достигает максимума (9,5 млрд р.), а в дальнейшем в течение 86 лет начинает снижаться до уровня 4,5 млрд р. (величина квази ЧДД), на основании которой авторы сделали вывод о приемлемости дохода недропользователя.

На самом деле номинальный (не дисконтирован­ный) размер убытков недропользователя, начиная с 2014 г., составляет от полумиллиарда до 1 млрд р. в год, формируя общую сумму за проектный период, равную 28 млрд р. Без дисконтирования сумма убыт­ков в несколько раз превышает доходы, получаемые до начала 2014 г., в которые включены к тому же (!) чистая прибыль и амортизационные отчисления, являющиеся результатом эксплуатации ранее создан­ного фонда скважин.

Если даже предоставить недропользователю льготы по НДПИ (полная отмена), то это продлит период рентабельной разработки на восемь лет (до 2022 г.), а после 2035 г. разработка становится

не рентабельной в безналоговой среде, т. е. будет убыточна в целом для общества (страны).

В марте 2007 г. приказом по МПР России были утверждены Методические рекомендации по проек­тированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, которые были разработаны на осно­ве РД 153-39-007-96. Казалось бы, в этом докумен­те, наконец, должны были быть устранены досад­ные ошибки. Однако знакомство с его положениями, касающимися выбора варианта разработки и его экономического обоснования, свидетельствует совсем о другом.

В разделе 7.10.1 перечислены показатели экономиче­ской оценки, которые по своим названиям соответству­ют показателям эффективности инвестиций (в табл. 31 они называются показателями эффективности вариан­тов разработки). Как и в РД 153-39-007-96, авторы игнорируют термин "инвестиции", видимо, подчерки­вая, что речь идет о чем-то другом. В рекомендациях отсутствуют положения, разъясняющие, каким обра­зом следует оценивать эффективность инвестиций на разрабатываемых месторождениях.

Если ранее экономическое обоснование преду­сматривало выбор варианта разработки по каждому объекту на основе сравнения альтернативных техно­логических вариантов, число которых должно было быть не менее трех, то теперь можно "обойтись" фор­мированием 2-3 вариантов в целом по месторожде­нию, включая базовый вариант, что, по существу, ос­вобождает исполнителей проектов от поисков эконо­мического оптимума.

Теперь для выбора рекомендуемого варианта раз­работки исполнитель проектного документа должен руководствоваться следующими двумя положениями: — "Основным показателем, определяющим выбор
рекомендуемого варианта из всех рассмотренных, яв­ляется добыча находящихся на государственном ба­
лансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата,содержащихся в них сопутствующих компонентов и
достижение максимально возможного извлечениясырьевых ресурсов "."Решение о рекомендации варианта к реализа­ции принимается с учетом значений технологическихи экономических показателей эффективности ".Возникает вопрос: какие соображения лежат в основе этих положений, противоречащих друг другу и абсолютно бесперспективных для реализации в рыночной экономике? Очевидно, это сделано, исхо­дя из стремления исключать выборочную отработку запасов (особенно в условиях действующей налого­вой системы), что декларирует одно из положений "Закона о недрах". Но имеются ли при этом в распоряжении государства правовые и экономические механизмы, которые могли бы заставить недрополь­зователя осуществлять инвестиции с целью создания денежных фондов для покрытия убытков от добычи нефти, сначала для него самого, а затем и общества в целом?

Действующая в настоящее время методологиче­ская база, регламентирующая экономическое обос­нование проектных решений в области разработки нефтяных месторождений, является полностью не­состоятельной с точки зрения экономической тео­рии. На ее основе не возможны поиски и определе­ние наиболее эффективных проектных решений, касающихся как выбора вариантов разработки от­дельных объектов нефтяного месторождения, так и месторождения в целом. Она не предусматривает различие и взаимосвязь понятий эффективности инвестиций, возникающих в процессе освоения нефтяного месторождения: предельной эффектив­ности, эффективности в освоение месторождения в целом, эффективности в освоение остаточных запа­сов месторождения.

Законодательная база недропользования и соответ­ствующие подзаконные акты (нормативно-правовые документы) должны учитывать реальные экономиче­ские условия, в которых они должны действовать.

Экономическая теория эффективности инвести­ций — область знания, фундаментальные положения которой не могут зависеть от тех или иных расплыв­чатых формулировок в плохо проработанных зако­нодательных документах, игнорирующих наличие рыночной среды. "Изобретение" суррогатных эко­номических показателей и их использование стали возможными лишь в условиях недостатка профес­сионализма законодателей, не сумевших дать четкую интерпретацию понятия рациональности использо­вания нефтегазовых ресурсов в условиях рыночной экономики, и авторов рекомендаций по экономиче­скому обоснованию проектов разработки нефтяных месторождений.

С методическими рекомендациями вынуждены знакомиться специалисты зарубежных нефтяных ком­паний, у которых складывается соответствующее представление о профессиональном уровне как раз­работчиков рекомендаций, так и исполнителей эко­номической части проектных документов. Использо­вание нынешней методологической базы, регламен­тирующей экономическое обоснование проектных решений, не только дезинформирует инвесторов и го­сударство, но и принижает авторитет российской эко­номической науки в глазах представителей мирового нефтяного бизнеса




Добавить документ в свой блог или на сайт

Похожие:

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconПрограмма разработана Институтом проблем развития кадрового потенциала...
Программа предназначена преимущественно для лиц, работающих или желающих работать в нефтегазовом секторе экономики, и имеющих высшее...

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconРоссийской Федерации Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconРгу нефти и газа имени И. М. Губкина Кафедра международного нефтегазового...
Научный руководитель программы – Заслуженный экономист России, д э н., профессор Миловидов Константин Николаевич

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconМинистерство образования и науки Российской Федерации Российский...

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconПрограмма магистерской подготовки
Российский государственный универстет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconМетодические указания и рабочая программа по дисциплине «Экономика...
Российского Государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина, д э н., профессор

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconМетодические указания и рабочая программа по дисциплине «Экономика...
Российского Государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина, д э н., профессор

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconУказатель
Основы нефтегазового дела : учебник / Л. П. Мстиславская; Рос гос ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина. – М. ЦентрЛитНефтеГаз, 2012....

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconРоссийской Федерации Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина
Кафедра указывается название кафедры, на которой работает ваш руководитель практики

В. Ф. Дунаев {рту нефти и газа им. Им. Губкина iconВопросы для самостоятельной подготовки (рефератов): Общий анализ тенденций российской экономики
Студентам заочного отделения экономического факультета ргу нефти и газа им. Губкина






При копировании материала укажите ссылку © 2016
контакты
e.120-bal.ru
..На главную