ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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")

Встатье 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.

Всоответствии с российским законодательством недропользователь, получ ивший 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.

Вкаждом из этих документов должен экономически обосновываться рекомендуемый вариант разработки.

Вусловиях 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.

Вконце 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.

Всистеме 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.

Внефтедобывающей 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

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 проек - тированию 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

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 не состоятельной 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

4