Dunaev_V.F._Problemy_ekonomicheskogo_obosnovaniya_proektov_razrabotki

этого положения, которая могла бы быть использована при про­ ектировании разработки и эксплуатаqии нефтяных месторожде­ ний.

В этом направлении известным приближением к ДОСТИ)Ке­

нию максимума соgиально-экономичесi<ОЙ эффективности при

проектировании разработки может служить критерий достиже­

ния максимума суммы ЧАд (10 %) недрапользователя и дискон­

тированного (1 О '7~) дохода государства (М) при прие:м.емой для

недрапользователя эффективности его капиталовло>кений. В за­

висимости от степени его инвестиqионных рисков она должна

быть не менее 15-25 '7о (IRR), достигаемых при разработке всего

месторождения.

Этот подход количественно соответствует выбору варианта в безналоговой среде. Степень нефтеизвлечения (КИН) опреде­

ляется выбранным по этому критерию вариантом разработки.

Вариант разработки, которому соответствует более высокий КИН, но с более низкой величиной этой денежной суммы будет

менее эффективным и с позиgий государствасобственника неф­

тегазоносных недр.

В настоящее время в рамках действующего законодатель­

ства о недрах единственным инструментом, позволяюigим госу­

дарству решать задачу раgионального использования углеводо­

родных ресурсов и не допускать выборочную эксплуатаqию мес­

торождений, являе-гся лиqензионная система и, в частности, ли­ gензионное соглашение. В нем оговариваются условия разработ­ ки залежей на конкретных лиqензионных участках. Все, что запи­ сано в лиgензионном соглашении, подлежит обязательному вы­

полнению. Невыволнение условий может приводить к лишению

недрапользователя лиqензии со всеми вытекающими отсюда по­

следствиями.

Вместе с тем, известно, что некоторые российские нефтяные компании, заботясь об увеличении стоимости своего акgионер­

ного капитала, разрабатывают для своих дочерних подразделе­ ний внутрикорпоративные положения о неприемлемости для них

реализауии инвестиgионных проеi<тов, если ожидаемая норма

доходности находится ниже установленной ими планки - напри­

мер, 15%.

20

Следует заметить, что компании в праве это делать, если речь идет об инвестиgионных проектах, где не затрагивается собствен­

ность государства, т.е. запасы полезных ископаемых и, в частно­

сти, нефтеrазовые ресурсы: например, в транспорте углеводоро­

дов, их переработке и реализаiJИИ. Использование при выборе ва­ рианта разработки нефтяного месторождения высокой (более lO"lc) нормы дисконта всегда будет приводить I< выборочной от­ работке запасов и снижению КИН. Чем выше будет эта годовая

проiJентная ставка, тем в большей степени будет проявляться

тенденiJия к более быстрому извлечению запасов в ущерб полно­

ты этого извлечения.

В действующем <<Регламенте составления проектных техно­

логических документов на разработку нефтяных и газанефтяных месторождениЙ>> имеется требование представления результатов

экономических расчетов с использованием двух норм дисконта -

10 и 15 '1о. Однако это вовсе не означает, что при принятии инве­

стиgионных решений следует отдавать предпочтение более вы­

сокой норме.

Совокупность проблем, возникающих при экономическом обосновании проектов разработки нефтяных месторо:ждений, а

таюке пути решения неr<оторых из них, можно проИААЮСтриро­

вать конкретным примерам из практики работы IJKP.

В табл. 3 приведены технико-экономические показатели тех­

нологических вариантов разработки нефтяного месторо;ждения. Их сопоставление являлось основанием для выбора одного из

них в качестве рекомендуемого. К периоду проектирования не­

значительная часть месторождения уже была разбурена (поряд­

ка 40 скважин) и эксплуатировалась на естественном режиме в

течение 9 лет (накопленная добыча порядка 1,5 млн т). Поэтому

ДАЛ OIJeHKИ эффеКТИВНОСТИ ИНВеСТИIJИЙ рассматривался базовыЙ вариант (Б), не предусматривающий капитальных вложений.

Проектный срок разработки по вариантам, в течение каго­

рого добыча оказывается рентабельной, - от 51 до 57 лет, а об­

щий срок добычиболее 100 лет. Утвержденный КИН по этой нефтяной залежи несколько превышает значение 0,3.

Капитальные вложения восновном связаны с бурением сква­ жин: по наиболее капиталаемкому варианту (9) они превышают

21

млрд дом. (422 горизонтальные добывающие скважины и 324

нагнетательные скважины; стоимость сооружения одной скважи­

ны порядка 1 МАИ долл.). Проектируемая длительность разбури­ валил залежи охватывает три десятилетия (до 2034 г.).

Денежные потоки по технологическим вариантам рассчи­

тъшались при уровне qены на нефгъ на внешнем рынке 146 долл./т, на внутреннем рынке - 100 дом./т.

Сравнение экономических показателей (ЧМ) свидетель­

ствует о преимУilJестве седьмого технологического варианта (ес­

тественный режим и разбуривание залежи rоризонталъными сква­

жинами с проведением ГРП). По этому варианту дисконтиро­

ванныеденежные поступления недрапользователю (465 млн долл.)

и государству (688 млн дом.) максимальны.

Вместе с тем, объем накопленной за проектный период до­

бычи (39,9 млн т) значительно уступает варианту 9 (66 млн т).

Соответственно по 7-му и 9-му вариантамКИНза проектный период составляют 13,2 и 21, 6 %, а за весь период добычи 13,4 и

31,8 %.

Недрапользователь предлагал к реализаqии вариант 9 (по­

тери нефтяной компании по сравнению с вариантом 7 - 75 МАН

дом.), а lJKP, несмотря таюке на ожидаемую потерю поступле­

ний в государственный бюджет (64 МАИ долл.), согласилась с этим

предложением, так как в этом случае ДОС1'Иrается ранее утверж­

денный КИН по этой залежи.

В связи с этой ситуаqией qелесообразно проанализировать,

насколько оправданны такие <(интуитивные)> решения и какие

изменения необходимо вносить в методологию выбора техноло­

гического варианта, с тем чтобы результаты экономических рас­

четов их подтверждали.

На рис. 2 представлено графическое сопоставление годовых

значений денежных потоков педропользователя по вариантам 7 и 9 (не дисконтированных и дисконтированных). Как следует из графиков, при реализаqии 7-ro варианта вместо 9-ro педрополь­

зователь в течение ближайших двух десятилетий получает более высокие чистые денежные поступления. В последующий период (еще два с половиной десятилетия) они уменьшаются на величи­

ну, значительно перекрывающую ранее полученные выгоды (за счет 20 млн. т нефти, остающихся не извлеченными из залежи).

23

Однако при введении уровня денежных предпочтений во

времени (годовая ставка 10%) ранее полученные выгоды оказы­

ваются весомее. То же самое происходит и с доходом государства. Известно, что на величину ЧАд осноnное влияние оказыва­

ют три исходных параметра инвестиционного проекта - размер

капитальных и эксплуатаqионных затрат, расчетный уровень цены

на нефть и ставка дисконта.

Точность оgенки затратных характеристик проекта в боль­ шинстве случаев не вызывает больших сомнений. Точность )Ке ожидаемых величин двух других параметров-расчетной цены на нефть и нормы дисконта, часто вызывают непреодолимые труд­ ности. Они и приводят к принятию <(интуитивных>> решений, не согласующихся с результатами расчетов, полученных с формаль­

ной нормой дисконта (10%) и пессимистической оценкой уровня gены (в данном случае - 20 долл./барр.), сделанной уже в период

высоких цен на нефть.

Известно, что полезным инструментом для принятия реше­ ний в этом случае были бы результаты анализа предпочтительно­

сти технологических вариантов разработки к изменению вели­ чин этих двух параметров. Вполне возможно, что при некотором

повышении расчетной цены на нефть и, особенно, поиижении ставки дис1юнта (для поступлений государству), более предпоч­

тительным с точки зрения общества (сумма дисконтированных

поступлений государству и недропользователю) оказался бы де­

вятый вариант.

В данной же ситуации (более высокая эффективность инвес­

тиций при реализации технологического варианта, приводящего

к потерям 40 о/о разведанных извлекаемых запасов нефти) следует

затронуть другой аспект рассматриваемой проблемы.

Одной из часто возникающих ситуачий при сраьнении аль­

тернативных технологических вариантов разработки нефтяных

месторождений является их различие по общему объему добы­

ваемой нефти за проектный период. Эго отражается в величинах КИН, которые соответствуют каждому варианту. Существующая практика оценки эффективности инвестиgий с целью выбора наи­

лучшего варианта разработки месторождения практически иг-

25

норирует это различие. В действующем РА 153-39-007-96, кото­

рый используется фирмами, спечиализирующимися на составле­ нии проектных документов для нефтяных l<омпаний, по этому поводу приводится лишь <<соображение>>, о том, что в случае не­ значительной разничы в величине чистого ЧМ по сравниваемым вариантам надо отдавать предпочтение варианту с более высо­ Ю1.1vl. КИН.

Вместе с тем, в соответствии с современной методологией

оценки эффективности инвестиций, к одному из ее основных прин­

цилов относится сопоставимость усАоnий сравнения различных

проектов (вариантов проекта).

Особенностью нефтедобычи, как вида производства, явля­

ется зависимость объема добываемой нефти за весь срок разра­

ботки месторождения от применяемых систем разработки, плот­ ности сетки скважин, вида и частоты применяемых rтм. ::Лов свою очередь предоnределяет разное количество нефти, остаю­ щейся в недрах, которое в настоящее время рассматривается практически как потерянное, так как рентабельных технологий ее извлечения пока не разработано.

Из этого следует, что каждый из альтернативных вариантов

разработки в соответствии с достигаемым КИН по-разному вли­ яет на величину необходимых затрат для подготовки запасов не­ фти с челью I<ампенсачии уже изnАеченных запасов. Чем выше

КИН по очениваемому варианту разработки, тем меньше потре­ буется инвестичий для восполнения <<использованных>> запасов. Поэтому для приведения в сопоставимый вид экономических

показателей эти различия вариантов тем или иным способом дол­

жны устраняться.

В этом плане один из возможных методов приведения вари­ антов разработки в сопоставимый вид состоит в учете разности объема будущих инвестичий для подготовки запасов по рассмат­

риваемому варианту и варианту, который характеризуется наи­

большей величиной КИН. При этом необходимо учитывать ди­

намику величины <<потеренноЙ>> добычи, временной лаг, отража­ ющий средний срок открытия и разведки нефтяного месторож­ дения, а также размер инвестичий в расчете на тонну подготав­

ливаемых запасов.

Представляется, что достаточно разумными величинами для решения этой задачи можно считать 10-летний временной лаг и

26

одну десятую часть ar принятой в проекте qены тонны нефти (по аналогии с имевшими место отчислениями на ВМСБ).

Метод определения величины «потерянной)> добычи иллюс­ трируетсл на рис. 3 и в табл. 4. При этом использованы данные о

динамике добычи нефти по тем же технологическим вариантам

7и 9.

На графике (рис. 3) выделены три площади, соответствую­

щие: А -опережающему объему добычи при реализаqии вариан­

та 7 (1-14 гг.); Б - компенсирующему это опережение объему добычи по варианту 9 ( 15-25 гr.); В- объему <•потерянной» до­

бычи при реализаgии варианта 7 (разность годовых значений до­

бычи по варианта.м 7 и 9-25-56 гг.).

Здесь же представлены две кривые, одна из них (2456 rr.)

отражает динамику годовых значений <<потерянной)> добычи, а

другая (14-46 rr.)- динамику годовых значений объемов запасов

нефти, которые необходимо учитьшать при определении разме­ ра инвестичий, налравляемых на компенсачию потерянной до­

бычи (с учетом 10-летнего лага времени).

В табл. 4 приведен расчет пагребности в таких инвестиgиях,

каrорые необходимо учитывать в денежном потоке по варианту 7 для приведения его в сопоставимый вид с вариантом 9. В соот­

ветствии с вышеизложенными положениями, размер инвестиqий,

необходимый для подготовки запасов, определен как 10% от сред­

невзвешенной .qены на нефть (115 доЛА./т, экспорт - 30%, внут­ ренний рынок - 70'1о добычи), т.е. 11,5 долл./т запасов.

Kaz< следует из результатов расчета, общая сумма инвести­ qий, которые должны осуществляться в период с 14-го по 43-й

проектного периода, составляет 285 млн доЛА., а их текущая сто­ имость - 24 МАН ДОЛА.

Таким образом, приведение в сопоставимый вид двух вари­

антов разработки нефтяной залежИ сократило разрыв в величи­

нах ЧАд более чем на треть. При сопоставлении экономических

показателей вариантов разработки этой нефтяной залежи ЧАд по варианту 7 должен быть равным не 465 (см. табл. 1), а 441 млн

ДОЛА.

Таким образом, в случае различия значений КИН по вари­

антам разработки, в qеллх более корректного определения ре­

комендуемого варианта в соответствующие годы проектного

27