Экономическая оценка запасов нефти разных категорий и учет рисков при их освоении в проектах разработки нефтяных месторождений тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Экономическая оценка запасов нефти разных категорий и учет рисков при их освоении в проектах разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи

Ягафарова Луиза Айдаровна

Экономическая оценка запасов нефти разных категорий и учет рисков при их освоении в проектах разработки нефтяных месторождений

Специальность 08.00.05 — Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами — промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

7 ФЕВ 2013

Москва - 2013

005049512

005049512

Работа выполнена на кафедре экономики нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа

имени И.М. Губкина

Научный руководитель:

Дунаев Виталий Федорович - доктор экономических наук, профессор Официальные оппоненты:

Миловидов Константин Николаевич, доктор экономических наук, профессор, заведующий кафедрой международного нефтегазового бизнеса РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Розман Михаил Семенович, кандидат экономических наук, начальник отдела московского филиала ОАО «Гипроспецгаз»

Ведущая организация:

Открытое акционерное общество «ВНИИОЭНГ» г. Москва

Защита состоится 26 февраля 2012 года в 15 часов в ауд. 1318 на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

Отзывы на диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан 25 января 2013 г.

Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальном сайте РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина http://www.pubkin.ru и направлены на размещение в сети Интернет Министерства образования и науки Российской Федерации по адресу vak2.ed.gov.ru.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор

В.Д. Зубарева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования

В условиях рыночной экономики запасы углеводородов является одним из наиболее ценных активов нефтегазодобывающих компаний. Данные о стоимости запасов используются компаниями для размещения ценных бумаг на международных фондовых биржах, для получения банковских кредитов, оценки нефтегазовых участков и объектов, их продажи и приобретения.

После перехода экономики страны на рыночные отношения задача стоимостной оценки недр приобрела особую актуальность. Возникла необходимость в разработке нормативных документов, необходимых государству для осуществления контроля, учета и налогового стимулирования в области недропользования. В 2007 году были опубликованы проекты «Методики геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов» и «Методических рекомендаций по применению методики геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов». Эти документы были подготовлены коллективом специалистов СНИИГиМС и после утверждения в МПР России должны были стать руководящим документом для государственного регулирования отношений в недропользовании, предусматривающим системный подход к организации стоимостной оценки нефтегазовых месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы углеводородного сырья. По целому ряду причин (законодательные барьеры и отсутствие рынка запасов) проект рекомендаций до настоящего времени не был введен в действие.

В то же время в России все крупные нефтегазовые компании, пользуясь услугами иностранных консалтинговых компаний, проводят аудит и экономическую оценку запасов, что свидетельствует о ее необходимости и важности.

В связи с этим теоретический и практический интерес представляют исследования возможностей определения динамики изменения стоимости запасов, соответствующей проектам разработки нефтяных месторождений, и использования этой информации в нефтяных компаниях при подготовке стратегических решений, направленных на их устойчивое развитие.

Область исследования. Исследование проведено в соответствии с пп. 1.1.4 «Инструменты внутрифирменного и стратегического планирования на промышленных предприятиях, в отраслях и комплексах», 1.1.19 «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса» паспорта специальности 08.00.05.

Объектом исследования диссертационной работы являются проекты разработки нефтяных месторождений и проводимая на их основе экономическая оценка запасов нефти.

Цель работы - разработка методологической основы для оценки стоимости запасов в проектах разработки нефтяных месторождений, установление тенденций ее изменения в ходе их реализации, выявление факторов, определяющих этот процесс, анализ методов учета риска при соизмерении стоимости запасов разных категорий. Основные задачи исследования:

1. Анализ проблем классификации запасов углеводородов.

2. Создание модели проекта освоения нефтяного месторождения, подготовленного к разработке, адаптированной к задаче исследования динамики стоимости его остаточных запасов.

3. Выявление факторов, определяющих динамику стоимости остаточных запасов нефтяного месторождения, и оценка степени влияния каждого из них.

4. Сопоставление стоимостной оценки остаточных запасов нефтяного месторождения, получаемой с использованием разных походов к оценке риска, связанного с освоением остаточных запасов разных категорий.

Основные результаты н их научная новизна:

Построена модель проекта освоения запасов нефтяного месторождения, находящегося в начальной стадии разработки, адаптированная к изучению возможностей определения динамики стоимости остаточных запасов в течение расчетного периода проекта.

Выявлены четыре эндогенных фактора, влияющих на динамику стоимости остаточных запасов: фактор учета ранее сделанных (прошлых) инвестиций, фактор приближения периода извлечения запасов, фактор их истощения и фактор изменения категорийности запасов и рисков, связанных с их освоением.

В результате исследования модели установлена проектная динамика стоимости остаточных запасов нефтяного месторождения, подготовленного к разработке. Она включает период роста стоимости запасов, достижение максимума и падения, вызываемого истощением запасов. Динамика стоимости запасов месторождения в течение расчетного проекта не координируется с уменьшением их количества в связи с процессов их добычи. Стоимость остаточных запасов может возрастать даже после извлечения большой их части. Знание периода начала снижения стоимости может оказываться важной информацией дл нефтяной компании для принятия стратегических решений.

Разработаны алгоритмы расчета изменения стоимости остаточных запасов под влиянием каждого фактора. Определена степень влияния каждого фактора на динамику стоимости запасов. Установлено, что наибольшее влияние оказывает последний фактор: чем больше предполагаемая дифференциация рисков, тем больше длительность периода до достижения максимальной стоимости остаточных запасов месторождения.

Показана предпочтительность метода установления коэффициентов риска для соизмерения стоимости запасов разных категорий, так как изменение величины ЧДД как функции надбавки за риск является

нелинейным и зависит от формы денежного потока (инвестиционный проект или проект эксплуатации).

Обоснована принципиальная возможность получения информации о динамике текущей стоимости остаточных запасов на основе имеющихся информации, содержащейся в проектах разработки месторождения.

Теоретико-методологическая база исследования

Работа базируется на исследованиях ведущих специалистов, занимающихся оценкой эффективности инвестиционных проектов, а также на теоретических положениях оценки эффективности инвестиций, теории вероятностей, методах экономического, ситуационного и динамического анализов.

Базой исследования послужили труды А.Ф. Андреева, П.Л. Виленского, A.A. Герта, В.Ф. Дунаева, Д. Джонстона, В.Д. Зубаревой, В.Н. Лившица, A.C. Саркисова, С.А. Смоляка и других.

Практическая и теоретическая ценность диссертационной работы

Результаты исследования представляют собой определенный методологический вклад в экономику разработки нефтяных месторождений, так как установленные зависимости проектной стоимости остаточных запасов от степени их освоенности характерны для большинства нефтяных месторождений, подготовленных к разработке.

Информация об ожидаемой динамике текущей стоимости остаточных запасов может оказываться полезной для корректировки путей и средств достижения стратегических целей компании. Она позволяет сопоставлять эту информацию с результатами ежегодного аудита запасов и их экономической оценки, выполняемых, как правило, иностранными консалтинговыми фирмами.

Разработанные подходы к оценке стоимости запасов могут использоваться при разработке соответствующей компьютерной программы (в блоке экономических расчетов при проектировании разработки нефтяных месторождений).

Использование модели в учебном процессе при подготовке экономистов менеджеров нефтяных компаний и на курсах повышения их квалификации должно способствовать лучшему восприятию проблем, возникающих при экономической оценке запасов углеводородов.

Апробация работы

В ходе выполнения диссертации результаты исследований докладывались на 8-й Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (январь 2010 г.). и на научных семинарах кафедры экономики нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2010-2012 гг.

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 3 работах, все в изданиях из Перечня, рекомендованного ВАК Минобразования.

Структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, приложения и списка использованной литературы, включающего 52 наименования. Общий объем работы 115 страниц машинописного текста, в т.ч. 60 таблиц и 17 рисунков.

Основные положения и результаты исследования, выносимые на защиту.

1. Построенная модель освоения нефтяного месторождения позволила обосновать принципиальную возможность определения динамики стоимости остаточных запасов в процессе проектирования разработки нефтяного месторождения. Динамика остаточной стоимости запасов месторождения в течение проектного периода не координируется с уменьшением их количества в связи с процессом их добычи. Она может возрастать даже после извлечения большой их части. Знание периода начала снижения стоимости может оказываться важной информацией для принятия нефтяной компанией стратегических решений, направленных на ее устойчивое развитие

Исследование вопросов, связанных с экономическими аспектами нефтегазовых проектов, включая стоимостную оценку запасов, можно проводить путем построения и анализа достаточно простых (агрегированных) моделей. Теоретически, стоимость запасов нефти определяется на основании прогнозирования денежных потоков, соответствующих проектам их освоения, и выражается величиной чистого дисконтированного потока (ЧДД, ЫРУ ).

В качества основы исследования трендов изменения стоимости остаточных запасов использовалась схема их движения по категориям А+В, С1 и С2 (табл. 1). В таблице 2 представлены проектные денежные потоки, генерируемые годовыми инвестициями в сооружение скважин при разработке виртуального однопластового нефтяного месторождения.

Табл. 1.

Проектная динамика добычи нефти из скважин, ежегодно сооружаемых и вводимых в эксплуатацию в течение первых семи лет расчетного периода (тысячи тонн) и расчет проектного движения запасов нефти по категориям А+В, С1 и Сг в процессе разбуривания и эксплуатации месторождения (14лет).

т 0 1 г 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Дн

Годы 1 С1 60 45 34 25 19 14 11 8 6 5 3 1 1 1 233

разбур 2 С1 60 45 34 25 19 14 11 8 6 5 3 1 I 232

ивания 3 С1 60 45 34 25 19 14 11 8 6 5 3 1 231

и 4 С1 60 45 34 25 19 14 11 8 6 5 3 230

добыча 5 С1 10 7 6 5 4 3 2 2 1 1 41

5 С2 60 45 34 26 19 14 11 8 6 5 227

6 С2 60 45 34 25 19 14 11 8 6 222

7 С2 60 45 34 25 19 14 И 8 216

Дг 0 60 105 139 164 193 204 214 161 121 91 68 50 36 26 1632

Доля А+В А+В 0% 11% 20% 30% 39% 55% 72% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

запасо С1 С1 59% 47% 34% 20% 23% 23% 28% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

в С2 С2 41% 42% 45% 50% 38% 22% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Запасы А+В А+В 173 300 392 458 533 551 553 391 270 179 111 62 26 0

С1 С1 967 734 502 271 268 222 216

С2 С2 665 665 665 665 438 216

Суммарные запасы 1632 1 572 1 467 1 328 1 164 971 767 553 391 270 179 111 62 26 0

Дг - годовая добыча по месторождению Дн - накопленная добыча за расчетный период Источник: составлено автором.

Табл. 2.

Проектные денежные потоки (млн. долл.), соответствующие ежегодным инвестициям (семилетний период); ЧДЦ (10 %), отражающий стоимость запасов отдельных категорий в начале первого года расчетного периода (нулевой год).

т 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Неднсконт. лен. поток чад

Денеж 1 С1 -20,0 21,0 15,0 15,0 10,0 10,0 5,0 2,0 1,0 0,8 0.2 0,1 0,0 0,0 0,0 60,1 40,6

нын 2 С1 0,0 -20,0 21,0 15,0 15,0 10.0 10,0 5,0 2,0 1,0 0,8 0,2 0,1 0,0 0,0 60,1 36,9

поток С1 0,0 0,0 -20,0 21.0 15,0 15,0 10,0 10,0 5,® 2,0 1,0 0,8 0,2 0,1 0,0 60,1 33,5

4 С1 0,0 0,0 0,0 -20,0 21,0 15,0 15,0 10,0 10.0 5,0 2,0 1,0 0,8 0,2 0.1 60,1 30,5

5 С1 0,0 0,0 0,0 0,0 -10,0 10,0 8,0 8,0 5,0 5,0 2,0 1,0 0,5 0.1 0,2 29,8 13,8

5 С2 0,0 0,0 0,0 0,0 -20,0 15,0 13,0 13,0 10,0 10,0 3,0 2,0 1,0 0,8 0,2 48,0 21,0

6 С2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -20,0 15,0 13,0 13,0 10,0 10,0 3,0 2,0 1,0 0,8 47,8 19,1

7 С2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -20,0 15,0 13,0 13,0 10,0 10,0 3,0 2,0 1,0 47,0 17,1

Итого: -20,0' 1,0 16,0 31,0 31,0 55,0 56,0 76,0 59,0 46,8 29,0 18,1 7,« V 413,1 212,5

Г| чддк% (С1 155 3

С2 ЧДД,.% (С2

Суммарные запасы: чдд,.* 212,5

Источник: составлено автором

В табл. 3 представлены исходные параметры проекта рзработки, а на рис. 1 - контуры площади месторождения (схема) с расположением на ней проектных скважин.

Табл. 3

Основные параметры проекта разработки условного нефтяного месторождения.

Параметры Ед. изм. Значение

Начальные извлекаемые запасы: тыс. т 1 632

из них: запасы категории С] тыс. т 967

запасы категории С2 тыс. т 665

Общий начальный дебит ежегодно сооружаемых скважин тыс. т 60

Срок разбуривания месторождения годы 7

Срок эксплуатации месторождения годы 14

Ежегодные инвестиции в бурение и обустройство промысла млн. долл. 20

Источник: составлено автором.

При построении модели предусматривалось, что на основе предварительно сделанных экономических оценок отдельных участков месторождения и их ранжирования будет осуществляться первоочередное вовлечение в разработку наиболее доходных из них путем соответствующего

перемещения буровых мощностей. Этим будет достигаться наибольшая доходность освоения месторождения в целом (максимизация ЧДД).

Динамика добычи нефти в течение проектного периода определялась общим начальным дебитом (годовая добыча) сооруженных

эксплуатационных скважин в каждом году периода разбуривания с учетом его дальнейшего падения. Такие расчеты могут быть выполнены в процессе реального проектирования разработки с помощью геолого-фильтрационной модели (ГФМ) месторождения.

] - Площадь запасов категории С1

- Площадь запасов категории С2

- Скважины, сооружаемые в 1, 2, 3, 4, 5, 6 и 7-ой годы разбуривания

Рис. 1. Контуры площади месторождения с расположением на ней проектных скважин.

Источник: составлено автором.

В данном случае общий начальный дебит эксплуатационных скважин, сооружаемых в каждом году периода разбуривания месторождения (7 лет) был принят одинаковым (60 тыс. т), что никак не влияет на решение поставленных задач. Перед началом создания сетки эксплуатационных скважин в зоне запасов С2 предусматривался перевод этих запасов в категорию С] проведением соответствующих работ. Это приводит к

появлению запасов категории С|, которые в течение того же года разбуриваются и переводятся в категорию А+В.

В рассматриваемой модели к запасам категории С, относились запасы неразбуренных частей разрабатываемых и разведываемых залежей, примыкающих к запасам категории А + В, при условии подтверждения выдержанности пласта в исследуемой части залежи.

К запасам категории С2, относились запасы неразбуренных участков разрабатываемых и разведываемых залежей. Границы запасов категории С2 проводятся на неразбуренных участках разрабатываемых и разведываемых залежей между границами залежи и границами участков запасов более высоких категорий, если имеется достаточно геолого-геофизической информации для заключения о непрерывности пласта.

Для придания компактности модели формирование денежных потоков (табл.2) осуществлялось не на основании нормативов затрат, величины налогов и цены на нефть, а методом подбора их годовых значений в соответствии с уже рассчитанными профилями годовой добычи нефти (табл.1). Подбор осуществлялся с учетом того, что в процессе проектирования проводилось предварительное ранжирование годовых зон разбуривания по убыванию положительного значения величины ЧДД щ% (нулевой год). Поэтому годовые значения денежных потоков должны были быть положительными величинами. Кроме этого, они должны были быть более высокими для зоны запасов категории С|, чем для зоны запасов категории С2 С другой стороны, годовые значения денежных потоков в соответствии с падением дебита скважин и ростом эксплуатационных затрат должны уменьшаться. Для этого использовался коэффициент падения дебита 0,25.

В процессе подбора денежных потоков величина ЧДД 10% общего денежного потока до начала разработки (213 млн. долл.) соизмерялась с размерами начальных извлекаемых запасов (1,6 млн. т) для «получения разумной» величины стоимости тонны запасов (долл./т). Для разбуренных

запасов, как свидетельствует статистика сделок, заключавшихся на рынке запасов США, она обычно составляла порядка одной трети текущей цены на нефть на мировом рынке.

Для упрощения расчетов, денежные потоки, вызываемые ежегодными инвестициями в бурение и обустройство промысла в каждой зоне запасов (Ci и Сг) представлены одинаковыми за исключением пятого года расчетного периода, когда заканчивается разбуривание зоны запасов Q и начинается разбуривание зоны запасов С2 (два разных начальных дебита и два денежных потока, одни относятся к зоне Q, а другие - к зоне С2).

В табл. 2 представлены восемь денежных потоков, вызываемых инвестициями в бурение и обустройство эксплуатационных скважин для каждого года периода разбуривания месторождения (оценка в начале первого года расчетного периода - нулевой год). Суммирование этих денежных потоков с учетом времени начала каждого из них позволяет сформировать общий денежный поток, генерируемый разработкой месторождения и определить стоимость его запасов (ЧДЦю% = 213 млн. долл., складывающийся из ЧДД10% (Ci) = 155 млн. долл. и ЧДД10%(С2) = 58 млн. долл.).

Без учета категорийности запасов стоимость одной тонны оказывается равной 130 долл. (212 млн. долл. / 1,63 млн. т). Учитывая объемы запасов по категориям (табл. 1) на начало разбуривания месторождения (нулевой год), стоимость одной тонны запасов категории Q составляет 160 долл., а категории С2 - 86 долл.

Для оценки проектной стоимости остаточных запасов на начало каждого года расчетного периода необходимо учитывать их уменьшение в связи с происходящей добычей, приближения сроков извлечения, изменения структуры их категорийности и ростом сделанных капиталовложений.

Для вычисления ЧДДю% в конце первого года (табл.4) все денежные потоки в таблице сдвигаются влево на один год, т.е. первый год расчетного периода, соответствует нулевому году. Стоимость остаточных запасов

г"

категории А+В (ЧДДю% А+В) оказывается равной 46 млн. долл., так как положительное сальдо первого года, полученное за счет добычи 60 тыс. т нефти, не участвует в ее формировании. Стоимость одной тонны запасов этой категории оказывается равной 266 долл. (46 млн. долл. : 173 тыс. т). Стоимость тонны запасов категории С] и С2 соответственно равны 172 и 95 долл. Без учета категорийности запасов стоимость одной тонны оказывается равной 149 долл. (235 млн. долл. : 1,572 млн. т).

Табл 4.

Проектные денежные потоки (млн. долл.), соответствующие ежегодным инвестициям (семилетний период); ЧДД (10 %), отражающий стоимость запасов отдельных категорий в конце первого года расчетного периода.

Неднсконг. дея. поток

т 0(1) 1Ц) 1(3) 3(4) 4(5) 5(6)6(7) 7(8) 8(9) 9(10) 10(11) 11(12) 12(13) 13(14) ЧДД

Денеж 1 л»в 21,0 15.0 15,0 100 10,0 5,0 2.0 1,0 0,8 0,2 0,1 0.0 0.0 0,0 80.1 45,6

!1ЫЙ 2 С1 -20.0 21,0 15,0 15,0 10,0 10,0 5,0 2,0 1.0 0,8 0,2 0.1 0,0 0,0 60,1 40,6

поток 3 С1 0.0 -20,0 21,0 15,0 15,0 100 10.0 5,0 2,0 1.0 0,8 0,2 0,1 0,0 60,1 36,9

4 С] 0,0 0,0 -20,0 21,0 15,0 15,0 10,0 10,0 5,0 2.0 1.0 0,8 0,2 0,1 60,1 33,5

5 С1 0,0 0,0 0,0 -10,0 10,0 8,0 8,0 5,0 5,0 2,0 1.0 0.5 0,1 0,2 29,8 15,2

5 С2 0,0 0,0 0,0 -20,0 15,0 13,0 13,0 10,0 10,0 3,0 2,0 1.0 0,8 0,2 48,0 23,1

6 С2 0.0 0,0 0,0 0,0 -20.0 15,0 13,0 13,0 10,0 10.0 3,0 2,0 1,0 0,8 47,8 21,0

7 С2 0.0 0,0 0,0 0,0 0,0 •20,0 15,0 13.0 13,0 10,0 10,0 3,0 2,0 1,0 47,0 18,9

Итого: 1,0 16,0 31,0 31,0 55,0 56,0 76,0 59,0 46,8 29,0 18,1 7,6 4,2 2,3 0,0 433,1 234,8

А+В ЧДД„% (А+В 45,6

С1 ЧДД,,* (С1) 126,2

С2 ЧДД..% (С2) 63,0

Суммарные запасы: чдд,„ 234,8

Источник: составлено автором.

Таким же образом (со сдвигом на два, затем на три года и т.д.) были рассчитаны стоимости запасов по всем категориям на конец каждого года расчетного периода (14 лет), который при расчете ЧДД является нулевым. Результаты расчетов изменения остаточной стоимости запасов по мере освоения месторождения в целом и отдельным категориям запасов представлены на рис. 2.

Общая стоимость остаточных запасов месторождения в течение первых двух лет возрастает (с 213 млн. долл. до 244 млн. долл.), затем начинает ускоряющимся темпом сокращаться до момента окончания процесса разбуривания месторождения и достижения максимума годовой добычи (214 тыс. т). Начиная с 7 года расчетного периода, темпы падения стоимости

запасов месторождения начинают уменьшаться вплоть да окончания его эксплуатации в связи с полным извлечением рентабельных запасов.

Каждое нефтяное месторождение, когда то находились на начальной стадии освоения в том числе и многопластовые. Законы рыночной экономики обусловливают стремление недропользователя вовлекать в разработку в первую очередь наиболее доходные объекты и участки отдельных залежей. Поэтому с большой долей вероятности можно предполагать, что выявленная динамика стоимости остаточных запасов ( без учета рисков) должна в той или иной мере проявляться при освоении большинства месторождений, разбуривание которых растягивается длительный срок (5 - 20 лет).

ЧДД, млн. долл.

Изменение стоимости запасов по категориям

10 11 12 13 14 Годы

|—Доля запасов С2

I—I Доля запасов С1

У///Л Доля запасов А+В

□ ЧДД 10% (С2)

озаЧДД10%(С1)

™ЧДЦ10%(А+В)

-ЧДД 10% (все категории запасов)

Изменение — структуры запасов, %

Рис. 2. Динамика изменения стоимости остаточных запасов по категориям и в целом по месторождению без учета рисков, связанных с освоением запасов разных категорий (при использовании ставки дисконта 10%).

Источник: составлено автором.

2. Динамика стоимости запасов в проекте разработки нефтяного месторождения, находящегося на начальной стадии его освоения, определяется действием четырех эндогенных факторов: • фактор учета ранее сделанных инвестиций, что приводит к повышению стоимости остаточных запасов

• фактор приближения периода извлечения остаточных запасов, что приводит к росту их стоимости

• фактор истощения запасов месторождения, что приводит к уменьшению их стоимости

• фактор учета рисков при освоении запасов разных категорий, что приводит к росту стоимости остаточных запасов

Эндогенные факторы — внутренние факторы, которые органически связаны с самим методом экономической оценки проекта: дисконтирование денежных потоков в соответствии с перемещением момента экономической оценки остаточных запасов. Это перемещение вызывает приближение сроков извлечения остаточных запасов, сокращение их объема, увеличение размера уже вложенных средств и снижение неопределенности в оценке их размеров и качества.

Экзогенные факторы - внешние факторы, вызывающие отклонения от принятых в проекте значений его экономических и технологических параметров в рамках реального, а не проектного времени. Их действие вызывает изменение остаточной стоимости запасов (цены на добываемые углеводороды, цены ресурсов, требуемых для реализации проекта и нормативы их потребления, темпы реализации проекта и изменения его технологической составляющей). В связи с невозможностью их долгосрочного прогнозирования они могут учитываться только в процессе реализации и мониторинга проекта путем последовательной коррекции его основных параметров.

Изменение стоимости запасов определяется сопоставлением проектных денежных потоков и их суммарной величины (ЧДД 10%), оценка которых соответствует началу и концу каждого года расчетного периода. Это сопоставление показывает, что, без учета рисков, связанных с освоением запасов разных категорий, на изменение общей стоимости остаточных запасов влияют три эндогенных фактора: фактор учета ранее сделанных инвестиций, фактор приближения периода извлечения запасов и фактор

истощения запасов месторождения. В диссертации приводятся алгоритмы для определения «вклада» каждого фактора в общее изменение стоимости остаточных запасов

На рис. 3 приведены результаты проведенного таким образом расчета влияния трех факторов на изменение стоимости запасов в процессе разработки и эксплуатации месторождения в течение расчетного срока (14 лет).

Изменение ЧДД, Добыча.

К23фак [ор приближения периода извлечения запасов

I_IФактор истощения запасов

^ыфактор учета сделанных инвестиций -♦"Проектная динамика добычи нефти

Рис. 3. Результаты анализа влияния трех факторов на изменение проектной стоимости остаточных запасов нефтяного месторождения в процессе их освоения (ставка дисконтирования 10%).

Источник: составлено автором.

На первом этапе проекта разработки месторождения превалирует совместное влияние факторов учета прошлых инвестиций и приближения сроков извлечения запасов всех категорий, что приводит к росту стоимости, несмотря на начавшийся процесс извлечения запасов, уменьшающий их стоимость. В дальнейшем действие фактора извлечения запасов (истощение) начинает усиливаться, приводя, в конечном счете (начиная с третьего года), к постоянному снижению стоимости запасов. Фактор учета прошлых инвестиций оказывает влияние до окончания периода разбуривания запасов

/

(инвестирования), а фактор приближения периода извлечения запасов сокращает свое влияние из-за постоянно уменьшающегося расчетного срока до окончания эксплуатации месторождения.

3. Основным фактором, определяющим динамику остаточной стоимости запасов в проекте разработки нефтяного месторождения, является фактор учета рисков при освоении запасов различных категорий.

При проведенных и представленных выше исследованиях запасы категорий А+В, С1 и С2 рассматривались без учета рисков, возникающих при их освоении-, для определения динамики общей стоимости запасов стоимость их отдельных категорий (ЧДЦ10%) суммировалась.

Более высокая удельная стоимость запасов категории А+В (долл./т) по отношению к запасам категории Сь а С1, по отношению к запасам С2, определялась исключительно очередностью (временем) их извлечения. Вместе с тем, игнорирование рисков, связанных с освоением разных категорий запасов, при их экономической оценке может приводить к существенному ее искажению.

Известно, что часть экспертов в области экономической оценки запасов учитывают риски путем установления их коэффициентов для различных категорий запасов, применяемым непосредственно к значениям ЧДД. Один из вариантов установления таких коэффициентов приведен в табл.5.

Табл.5

Вариант установления коэффициентов риска для определения стоимости запасов нефти различных категорий.

Категория запасов Коэффициент риска1

Доказанные:

разработанные'', в процессе добычи:

период эксплуатации > 5 лет 0,7

период эксплуатации < 5 лет 0,65

разработанные, неэксплуатируемые 0,5

неразработанные 0,4

1 На указанные величины коэффициентов риска корректируется оценка дисконтированного чистого дохода, рассчитанная с нормой 10% без учета инфляции и роста цен на нефть и газ.

2 Разбуренные согласно технологической схеме.

Категория запасов Коэффициент риска

Вероятные:

разработанные, в процессе добычи: 0,25

разработанные, неэксплуатируемые 0,18

неразработанные 0,14

Возможные:

разработанные, в процессе добычи: 0,10

разработанные, неэксплуатируемые 0,07

неразработанные 0,06

Источник: Ермилов О.М., Милоеидов КН., и др. Стратегия развития нефтегазовых компаний. -М.: Наука, 1998.

Другая часть экспертов считает более предпочтительным решать эту задачу путем включения надбавок в норму дисконта (табл. 6).

Табл. 6

Величина надбавок за риск к ставке дисконтирования в зависимости от степени изученности и экономико-географического положения месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов.

Величина риска Территории, акватории Изученность месторождения Надбавка за геологический риск, %J Надбавка за географ ическ ий риск, % Суммарн ая надбавка за риск, % Итоговая ставка дисконтиров ания, %4

Средний Новые регионы, граничащие с обустроенными (Ненецкий АО), шельф Каспийского моря Промышленные запасы (кат. А+В+С) 0-1 1-2 2-3 12-13

Запасы кат. С2 2-3 3-5 13-15

Ресурсы кат. С} 4-5 5-7 15-17

Ресурсы кат. О 6-8 7-10 17-20

Источник: Герт A.A., Супрунчик H.A. и др. Методические рекомендации по применению методики геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов. Новосибирск:

СНИИГГиМС. 2007.

Для сопоставления динамики стоимости остаточных запасов в проекте разработки месторождений, полученной с учетом одного и другого подхода, были выбраны коэффициенты риска, соответствующие доказанным (0,65), вероятным (0,25) и возможным (0,06) запасам и надбавка за геологический риск для запасов категории С2 - 3%, т.е. норма дисконта была равна 13% (0,13). При этом сравнении допущением была идентификация запасов А+В,

'Геологический риск связан с неопределенностью исходной геолого-промысловой информации (исходные оценки величины запасов и ресурсов, начальные дебиты нефтяных скважин, состав нефти, коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяющие дебиты газовых скважин, и т.д.).

4 Базовая ставка дисконта 10%.

как доказанных, С, как вероятных, а С2 как возможных, что является не совсем корректным. Однако, но по нашему мнению, это не может повлиять на сделанные выводы. Результаты сопоставления приведены на рис. 4 и 5.

Изменение ЧДД, млн. долл.

в*] pi%1

Рз%1 235

240 237 20^ -0.27. |

0 1 2 3 4 5

I оды

11 ЧДД (запасы С2) при норме дисконта 10%

ЧДД (запасы С2) при норме дисконта 13%

—•—ЧДД (все запасы) при норме дисконта 10% для А+В, Cl, С2

- *- ЧДД (все запасы) при норме дисконта 10% для А+В, С! и 13% для С2

! -!/•/. ¡Изменение ЧДД (С2) при норме дисконта 10% в сравнении с ЧДД (С2) при норме дисконта 13%

I — IИзменение ЧДД (всех запасов) при норме дисконта 10% (для А+В, Cl, С2) с ЧДД (вех запасов) при 1-1 норме дисконта 10% (для А+В, С1) н13% (для С2)

Рис. 4. Сопоставление динамики остаточной стоимости запасов без учета рисков и с учетом надбавки (0,03) за риск для запасов категории С2 Источник: составлено автором.

Они свидетельствуют о больших расхождениях, как в оценке стоимости общих остаточных запасов, так и в ее динамике. На начальном этапе разработки месторождения этот разрыв в оценке составляет целый порядок (25 и 206 млн. долл.). При дальнейших ежегодных оценках он начинает сначала медленно сокращаться и лишь после разбуривания всех запасов, когда эксплуатируются исключительно остаточные доказанные запасы (А+В), разрыв в оценках существенно уменьшается.

Следует отметить изменение длительности периода достижения максимума стоимости запасов - он увеличился в три раза. Как показывают расчеты, для достижения идентичного эффекта надбавка за риск должна составлять вместо трех - тридцать процентов.

Изменение чдд, млн. долл.

С=ЗЧДЦ10% (С2)

■■ ЧДД10% (С2) при применении Кр » ЧДД10% (асе категории запасов)

____— К; ЧДД10% (все категории запасов) при применении Кр

с-?-*--' ЧДЦ10% (С2) в сравнении с ЧДД10%(С2) при применении Кр

| -38-4 | ЧДД10% (все категории запасов) в сравнении с ЧДД10% (всех категории запасов) при применении Кр

Рис. 5. Сопоставление динамики стоимости запасов без учета рисков и с использованием коэффициентов риска: 0,65 - для категории А+В (доказанные); 0,25 - для категории С) (вероятные); 0,06 - для категории (возможные).

Источник: составлено автором.

Каждой величине надбавки за риск, включаемой в норму дисконта, соответствует своя степень уменьшения ЧДДю%, т.е. сопутствующий коэффициент риска. Поэтому теоретический и практический интерес представляет рассмотрение этой зависимости применительно к типовым формам денежных потоков (ДП), формируемых для оценки доходности эксплуатации нефтяных месторождений (залежей) и эффективности инвестиций в их разработку. Это позволит сделать выводы о степени совпадения оценок стоимости запасов двумя методами, выделить области их приемлемого расхождения и существенного различия. Информация о характере такой зависимости может оказываться полезной для экспертов, отдающих предпочтение, как первому методу соизмерения стоимости запасов, так и второму.

Характер рассматриваемой зависимости определяется не абсолютными значениями ДП, а его формой, т.е. динамикой годовых значений ДП. ДП при разработке и эксплуатации доказанных запасов (А+В) за редким исключением формируется положительными годовыми значениями сальдо притоков и оттоков денежных средств. При освоении вероятных (С,) и возможных (С2) запасов ДП включает периоды сначала отрицательных, а затем положительных годовых значений сальдо.

Для построения этой зависимости были использованы шесть форм ДП, представленные на рис. 6. В табл.7 приведены числовые значения двух из них (первый и четвертый), которым соответствует наиболее высокое значение ЧДД10% (328 условных стоимостных единиц), которое в дальнейшем было принято за единицу. Остальные четыре ДП отличаются от них относительно меньшими размерами ЧДД10%. Условным единицам можно придавать любые значения в зависимости от масштабности проекта разработки или эксплуатации месторождения или залежи. С учетом эффекта, вызываемого дисконтированием, был выбран пятнадцатилетний расчетный период ДП, который вполне достаточен для получения искомой зависимости.

Табл.7

Числовые значения первого (разработка) и четвертого (эксплуатация) ДП

№ ДП Порядковые номера лет расчетного периода чдд (10%)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 -5 -8 -7 50 80 110 110 110 110 20 12 5 2 1 1 1 328

4 62 56 50 45 41 37 33 30 27 24 22 20 18 16 14 13 328

Источник: составлено автором.

Встречающееся в практике разнообразие этих двух типов форм ДП (разные сроки окупаемости и конфигурации положительных и отрицательных сальдо) не может серьезно повлиять на выводы, касающиеся методов соизмерения стоимости запасов.

Начальные отрицательные и последующие положительные годовые значения ДП (1, 2, 3), соответствуют освоению вероятных и возможных

запасов. Они отражают необходимость осуществления капитальных вложений, величина которых определенное время превалирует над притоками денежных средств, получаемых от реализации добываемой продукции.

Д.Н..Я. ЧДД10%= 328(1)

||

0 1 2 ! 4 5 6 7 8 9 10 11 12 и 14 15 Годы

д." «я ЧДД10%= 328(1)

Д." .д. ЧДД10% =149 (0,45)

60 50

О 1 2 I 4 5 6 7 8 9 10 11 12 И 14 15 Годы

Д.И .Д. чддю% = 174 (0,53)

Д."-ед. ЧДД10% = 73 (0,22)

Рис. 6. Различные формы денежных потоков в проектах разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Источник: составлено автором

Форма положительной области ДП отражает периоды наращивания годовой добычи, ее стабилизации, резкого падения и низких значений в заключительный период эксплуатации месторождения (объекта).

Нисходящие положительные годовые значения ДП (4,5,6), соответствующие эксплуатации доказанных запасов. Они отражают постепенное исчерпывание уже разбуренных запасов (тот или иной коэффициент падения дебита скважин).

На рис. 7 представлены результаты расчетов взаимосвязи величин надбавок за риск к 10-процентной норме дисконта и сопутствующих коэффициентов риска. По каждому ДП последовательно рассчитывались значения ЧДД с увеличивающейся надбавкой за риск и доли этих уменьшающихся значений от ЧДД10%. Кроме зависимостей коэффициентов риска от размера надбавки за риск на рисунке выделены области рекомендуемых значений надбавок и коэффициентов риска для трех категорий запасов, приведенных в табл. 5.

Из представленных графиков следует, что характер этой взаимосвязи для двух типов форм ДП (нисходящие ДП для доказанных запасов и двухфазовые (отрицательный и положительный периоды) для вероятных и возможных запасов) существенным образом различается. При применении одной и той же нормы дисконта сопутствующие коэффициенты риска оказываются значительно выше для нисходящих ДП, т.е. добавление каждого процента надбавки в большей степени сокращает величину ЧДДш% для двухфазных ДП. Это обстоятельство должно учитываться при обосновании надбавок за риск для разных категорий запасов.

Чем выше значение ЧДДю%, тем нужна большая надбавка за риск для достижения заданного коэффициента риска и наоборот. Отсюда следует, что для достижения одинакового коэффициента риска для одной и той же категории запасов на разных месторождениях (объектах), по которым величины прогнозных ЧДД10% различны, следует использовать разные

значения надбавки за риск. Чем выше ЧДЦю%, тем больше значение надбавки.

Рис.7. Сопоставление надбавки за риск и сопутствующих коэффициентов риска для разных типов и форм денежных потоков.

Источник: составлено автором

Построенные графики показывают, что имеются существенные расхождения в оценке стоимости запасов при использовании рекомендованных надбавок за риск и коэффициентов риска (табл. 5 и 6). Исключением являются оценки стоимости доказанных запасов, где с известным допущением (запасы А + В + С| = доказанные запасы) и при очень высоком риске величины сопутствующих коэффициентов риска оказываются близкими к рекомендуемым (0,65). Что же касается вероятных и возможных запасов, то достижение рекомендованных коэффициентов возможно лишь при надбавке за риск порядка 35% - 40% (норма дисконта 45% - 50%).

В заключительной части диссертационной работы сформулированы и обобщены выводы и результаты, из которых можно выделить следующие:

1. С появлением в арсенале специалистов по разработке нефтяных месторождений геологических фильтрационных моделей (ГФМ) появилась принципиальная возможность определять в процессе проектирования эффективность инвестиций в сооружение каждой скважины или их группы, сооружаемой в тот или иной проектный период (квартал, год). Другими словами, при разработке проекта возникает возможность определить, кроме показателей ожидаемой эффективности общих инвестиций (ЧДД, ВНД и т.д.), которые необходимы для обоснования принятия решения о его реализации, ожидаемые начальную стоимость остаточных запасов и ее динамику в течение расчетного периода проекта.

2, В отечественной практике проектирования такие расчеты не выполняются, а оценка эффективности инвестиций в разработку месторождения или его отдельного объекта проводится на основании денежного потока, соответствующего варианту разработки с проектными скважинами, намечаемыми к бурению в местах их расположения, относящихся к зонам локализации разных категорий запасов.

3. Информация об ожидаемой в перспективе динамике стоимости запасов всех месторождений (залежей) нефтяной компании, ежегодно оцениваемой (переоцениваемой) в соответствии с изменениями среднесрочных и долгосрочных прогнозов ценовых показателей (Единые сценарные условия нефтяной компании), могут характеризовать ее ресурсную базу не только в натуральной форме (т и м3), но и в стоимостной. Такие сведения могут оказываться полезными для корректировки путей и средств достижения стратегических целей компании, а также позволит сопоставлять их с результатами ежегодного аудита запасов и их экономической оценки, выполняемых, как правило, иностранными консалтинговыми фирмами.

4. Представляется целесообразной разработка соответствующей компьютерной программы и использования ее в блоке экономических расчетов при проектировании разработки нефтяных месторождений. В свою

очередь это потребует от специалистов по разработке нефтяных месторождений выделения зон запасов разных категорий, и дополнительных расчетов с использованием геолого-фильтрационной модели (ГФМ) с целью формирования профилей добычи нефти, соответствующих ежегодно вводимым в действие скважинам и другим объемам капитального строительства.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах:

1. Динамика размеров запасов отдельных категорий и их стоимостная оценка в проектах разработки нефтяных месторождений. Нефть, газ и бизнес, № 8,2012 г. С. 22-27. (1 п.л. - в соавторстве, лично автором - 0,5 пл.).

2. Факторы, влияющие на изменение стоимости запасов нефтяного месторождения в процессе его разработки и эксплуатации. Методы соизмерения стоимости запасов разных категорий. Нефть, газ и бизнес, № 9, 2012 г. С. 30-38. (1 п.л. - в соавторстве, лично автором - 0,5 п.л.).

3. Сравнительный анализ методов оценки стоимости запасов нефти разных категорий . Нефть, газ и бизнес, № 10, 2012 г. С. 20-22. (0,4 пл. - в соавторстве, лично автором - 0,2 пл.).

Подписано в печать 23.01.2013. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ № 18

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Ягафарова, Луиза Айдаровна

Введение

1. Обзор проблем классификации запасов нефти и газа

1.1. Основные цели классификации запасов нефти и газа

1.2. Системы классификации запасов нефти и газа

2. Разработка методов определения остаточных запасов отдельных категорий и их стоимостной оценки в проектах разработки нефтяных месторождений

2.1. Разработка модели нефтяного месторождения, адаптированной к задаче исследования динамики стоимости его остаточных запасов

2.2. Метод определения «движения» запасов разных категорий в проектах разработки нефтяных месторождений

2.3. Метод определения проектной стоимости общих остаточных запасов и их отдельных категорий

3. Факторы, определяющие проектную динамику остаточной стоимости запасов, и учет рисков при соизмерении стоимости их разных категорий

3.1. Факторы, влияющие на изменение стоимости запасов нефтяного месторождения в проекте его разработки и эксплуатации

3.2. Методы учета рисков при соизмерении стоимости запасов разных категорий

3.3. Сравнительный анализ методов оценки стоимости запасов нефти разных категорий

Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономическая оценка запасов нефти разных категорий и учет рисков при их освоении в проектах разработки нефтяных месторождений"

В условиях рыночной экономики запасы углеводородов являются одним из наиболее ценных активов нефтегазодобывающих компаний. Данные о стоимости запасов используются компаниями для размещения ценных бумаг на международных фондовых биржах, для получения банковских кредитов, оценки нефтегазовых участков и объектов, их продажи и приобретения.

После перехода экономики страны на рыночные отношения задача стоимостной оценки недр приобрела особую актуальность. Возникла необходимость в разработке нормативных документов, необходимых государству для осуществления контроля, учета и налогового стимулирования в области недропользования. В 2007 году были опубликованы проекты «Методики геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов» и «Методических рекомендаций по применению методики геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов». Эти документы были подготовлены коллективом специалистов СНИИГГиМС и после утверждения в МПР России должны были стать руководящим документом для государственного регулирования отношений в недропользовании, предусматривающим системный подход к организации стоимостной оценки нефтегазовых месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы углеводородного сырья. По целому ряду причин (законодательные барьеры и отсутствие рынка запасов) проект рекомендаций до настоящего времени не был введен в действие.

В частности, в бывшем Министерстве природных ресурсов РФ неоднократно высказывалось мнение, что, так как в гражданском кодексе участки недр отнесены к «недвижимым вещам», они в обязательном порядке должны иметь стоимостную оценку, которая закрепляется в лицензионном соглашении. Такой подход, по мнению чиновников министерства, позволил бы взимать с недропользователя налог на имущество, а это, в свою очередь, стимулировало бы более быстрое освоение участков недр, лицензии на разведку и разработку которых приобрели нефтяные компании. Такой же точки зрения придерживаются авторы проекта вышеупомянутых методических рекомендаций, замечающих, что «такая же область, как налогообложение минерально-сырьевых активов добывающих компаний налогом на имущество, вообще выпала из сферы внимания государственных органов» [11].

Не затрагивая целесообразность и возможность практической реализации этих намерений, следует заметить, что в этом случае пришлось бы учитывать ежегодное изменение величины запасов и их категорийности по всем разрабатываемым в России нефтегазовым месторождениям. Для планирования размера денежных поступлений в государственный бюджет необходимо было бы учитывать изменения стоимости запасов по мере их разбуривания и извлечения.

Другим «тормозом» для создания методики экономической оценки запасов нефти, которая могла бы использоваться государством для управления своими нефтегазовыми ресурсами, является слабая адаптация отечественной классификации запасов нефти к условиям рыночной экономики.

Действующая в России классификация запасов УВ существенным образом отличается от классификаций УВ, используемой Комиссией по ценным бумагам США (Securities and Exchange Commission - SEC), Лондонской фондовой биржи (London Stock Exchange - LSE), Австралийской фондовой биржи (Australian Stock Exchange - ASE), фондовой биржи Гонг Конга (Stock Exchange of Hong Kong - SEHK), канадской комиссии по ценным бумагам (Canadian Provincial Securities - CPS).

В то же время в России все крупные нефтегазовые компании, пользуясь услугами иностранных консалтинговых компаний, проводят аудит и экономическую оценку запасов, что свидетельствует о ее необходимости и важности.

Общий объем рынка аудита запасов в РФ поделен между двумя из пяти ведущих аудиторских компаний, а именно, между DeGolyer & MacNaughton и Miller & Lents, на которые приходится, соответственно, 85-90 и 10-15% от общего объема работ. Иностранные партнеры или операторы работ российских компаний, пользуясь несовершенством законодательства РФ в области учета доказанных извлекаемых запасов углеводородов, ставят эти запасы на баланс своих компаний без соответствующего разрешения государственного регулятора - ГКЗ РФ. [21]

Иностранные нефтегазовые компании, имеющие долю в чистой прибыли, получаемой российскими компаниями, подсчитывают объем запасов, соответствующий этой доле в проектах разработки нефтяных месторождений. Затем они ставят эти запасы на баланс своей компании или используют их в различного рода залоговых схемах.

Большинство российских нефтегазовых компаний не могут отказаться от аудита запасов, выполняемого иностранными консалтинговыми фирмами. Без отчета аудитора международного уровня зарубежные банки не выдают кредит и не осуществляют инвестиции. Средства, которые российские нефтегазовые компании могут получить от разработки запасов, служат гарантией, что ссуда будет возвращена. Зарубежные фондовые биржи требуют ежеквартальные отчеты по доказанным разрабатываемым запасам от российских компаний, которые торгуются на этих площадках. [21 ]

Методики подсчета и экономической оценки извлекаемых запасов на различных фондовых площадках и в каждой аудиторской компании имеют свои индивидуальные особенности.

В связи с этим теоретический и практический интерес представляют исследования возможностей прогнозирования динамики изменения стоимости запасов, соответствующей проектам разработки нефтяных месторождений, и использования этой информации в нефтяных компаниях при подготовке стратегических решений, направленных на их устойчивое развитие.

Исследование проведено в соответствии с пп. 1.1.4 «Инструменты внутрифирменного и стратегического планирования на промышленных предприятиях, в отраслях и комплексах», 1.1.19 «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса» паспорта специальности 08.00.05.

Объектом исследования диссертационной работы являются проекты разработки нефтяных месторождений и проводимая на их основе экономическая оценка запасов нефти.

Цель работы - разработка методологической основы для оценки стоимости запасов в проектах разработки нефтяных месторождений, установление тенденций ее изменения в ходе их реализации, выявление факторов, определяющих этот процесс, анализ методов учета риска при соизмерении стоимости запасов разных категорий.

В работе проведен обзор различных классификаций запасов углеводородов; создана модель проекта освоения нефтяного месторождения, подготовленного к разработке, адаптированная к задаче исследования динамики стоимости его остаточных запасов; выявлены факторы, определяющие динамику стоимости остаточных запасов нефтяного месторождения, и проведена оценка степени влияния каждого из них; сопоставлены стоимостные оценки остаточных запасов нефтяного месторождения, получаемые с использованием разных подходов к оценке риска, связанного с освоением остаточных запасов разных категорий.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Ягафарова, Луиза Айдаровна

Заключение

1. С появлением в арсенале специалистов по разработке нефтяных месторождений геологических фильтрационных моделей (ГФМ) появилась принципиальная возможность определять в процессе проектирования эффективность инвестиций в сооружение каждой скважины или их группы, сооружаемой в тот или иной проектный период (квартал, год). Другими словами, при разработке проекта возникает возможность определить, кроме показателей ожидаемой эффективности общих инвестиций (ЧДД, ВНД и т.д.), которые необходимы для обоснования принятия решения о его реализации, ожидаемые начальную стоимость остаточных запасов и ее динамику в течение расчетного периода проекта.

2. В отечественной практике проектирования такие расчеты не выполняются, а оценка эффективности инвестиций в разработку месторождения или его отдельного объекта проводится на основании денежного потока, соответствующего варианту разработки с проектными скважинами, намечаемыми к бурению в местах их расположения, относящихся к зонам локализации разных категорий запасов.

3. Информация об ожидаемой в перспективе динамике стоимости запасов всех месторождений (залежей) нефтяной компании, ежегодно оцениваемой (переоцениваемой) в соответствии с изменениями среднесрочных и долгосрочных прогнозов ценовых показателей (Единые сценарные условия нефтяной компании), могут характеризовать ее ресурсную базу не только в натуральной форме (т и м3), но и в стоимостной. Такие сведения могут оказываться полезными для корректировки путей и средств достижения стратегических целей компании, а также позволит сопоставлять их с результатами ежегодного аудита запасов и их экономической оценки, выполняемых, как правило, иностранными консалтинговыми фирмами.

4. Представляется целесообразной разработка соответствующей компьютерной программы и использования ее в блоке экономических расчетов при проектировании разработки нефтяных месторождений. В свою очередь это потребует от специалистов по разработке нефтяных месторождений выделения зон запасов разных категорий, и дополнительных расчетов с использованием геолого-фильтрационной модели (ГФМ) с целью формирования профилей добычи нефти, соответствующих ежегодно вводимым в действие скважинам и другим объемам капитального строительства.