Экономическое регулирование освоения запасов сложнопостроенных залежей углеводородов тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Экономическое регулирование освоения запасов сложнопостроенных залежей углеводородов"

ГОРБУНОВА ЛЮДМИЛА ВАЛЕНТИНОВНА

ЭКОНОМИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ОСВОЕНИЯ ЗАПАСОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

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

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

2 4 НОЯ 2011

Тюмень-2011

005001790

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом

университете

Научный руководитель: доктор экономических наук, профессор

Гужновский Лев Петрович

Официальные оппоненты: доктор экономических наук, профессор

Карпов Вячеслав Григорьевич ФГБОУ ВПО «Уфимский нефтяной технический университет» (г. Уфа)

кандидат экономических наук, доцент Отвагина Любовь Николаевна ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина» (г. Москва)

Ведущая организация: ООО «Научно-исследовательский институт экономики и организации управления газовой промышленности» (ООО «НИИгазэкономика») (г. Москва)

Защита состоится 09 декабря 2011 г. в 14.00 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.273.07 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, корп.1, ауд. 321.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан 09 ноября 2011 г.

Ученый секретарь совета по защите докторских и кандидатских диссертаций

Е.М. Дебердиева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. На протяжении последних десятилетий топливно-энергетический комплекс является основой для достижения экономической безопасности России. Формирование консолидированного бюджета страны существенно зависит от цен на углеводородное сырье, поскольку более половины его доходной части приходится на налоговые отчисления предприятий нефтегазовой отрасли. В связи с этим, необходимость поддержания стабильных уровней добычи, а также пропорциональное воспроизводство минерально-сырьевой базы позиционируются в качестве приоритетных задач государственной политики в сфере рационального и вместе с тем экономически эффективного управления государственным фондом недр. При этом рациональность освоения запасов нефти и газа предусматривает наиболее полное извлечение из недр полезных ископаемых при условии сохранения общего положительного эффекта по результатам разработки месторождений.

В условиях глобализации мировой экономики нефтегазовый сектор РФ, прежде всего, должен быть ориентирован на интеграцию в международную систему управления ресурсами, что предопределяет необходимость наличия четко проработанной нормативно-правовой базы в области освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья, в рамках которой одним из значимых элементов является формирование экономического механизма взаимодействия основных субъектов недропользования - государства и инвестора.

Существующая стадийность геологоразведочного процесса (включая непосредственно эксплуатационный этап освоения) обусловливает наличие различных экономических критериев и подходов к определению целесообразности вовлечения в разработку тех или иных месторождений/залежей полезных ископаемых. В зависимости от полноты геолого-геофизической, технической и экономической информации оценка эффективности разработки многих объектов сопряжена с множеством допущений и ограничений, не позволяющих объективно и достоверно определить прогнозный эффект от вовлечения их в промышленное освоение.

Одной из проблем, возникающих на стадии эксплуатации месторож^

дений, является необходимость рационального освоения двухфазных объектов, которое, зачастую, приводит к отсутствию положительного эффекта для недропользователя, в то время как экономические расчеты могут характеризоваться высоким уровнем рентабельности. В связи с этим, корректировка методических подходов к оценке экономической эффективности разработки месторождений, а также применение экспресс-оценки на ранних стадиях освоения запасов позволит существенно повысить качество принимаемых инвестиционных решений, как пользователем недр, так и государством.

Существующие в отечественной и зарубежной практике методические подходы к оценке эффективности освоения запасов углеводородного сырья применимы, в основном, на стадии составления проектного документа на разработку месторождения. Вместе с тем, обоснование привлекательности участков недр на этапе выбора приоритетных направлений геологического изучения нераспределенного фонда недр является весьма актуальным в условиях отсутствия утвержденных методических рекомендаций по экспресс-оценке запасов природного газа. Предлагаемые различными авторами методические подходы, прежде всего, направлены на оценку нефтеносных объектов и не охватывают месторождения сложного строения, содержащие запасы многокомпонентного природного газа, рациональное освоение которых соответствует целям проводимой государственной политики в сфере недропользования.

Недостаточная разработанность методического инструментария в области экономической оценки освоения сложнопостроенных залежей многокомпонентного природного газа предопределило выбор тематики диссертационного исследования.

Целью работы является развитие методического обеспечения системы экономического регулирования освоения запасов сложнопостроенных залежей углеводородов.

Достижение поставленной цели обеспечивается решением следующих основных задач:

- анализом существующих методов оценки экономической эффективности проектов освоения запасов нефти и газа;

- выявлением проблем в сфере государственного управления сырьевым потенциалом;

- разработкой предложений по совершенствованию методики экономической оценки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений;

- корректировкой критериев классификации запасов углеводородного сырья с позиции экономической целесообразности их освоения;

- формированием методического подхода к экспресс-оценке экономической эффективности разработки месторождений природного газа;

- апробацией предлагаемых подходов к повышению эффективности инвестиционного планирования разработки месторождений природного газа.

Объект исследования. Объектом исследования являются запасы газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений.

Предметом исследования являются управленческие отношения, возникающие в процессе освоения запасов залежей углеводородов сложного строения.

Теоретической и методологической основой исследования послужили фундаментальные и прикладные научные работы в области экономической оценки запасов нефти и газа Ю. П. Ампилова, Г. Выгона, Г. Габри-элянца, A.A. Герта, С.А. Киммельмана, В.А. Крюкова, В.Н. Лившица, В.И. Назарова и др.

Анализ и прогноз развития нефтегазового комплекса России проводился такими учеными как A.A. Арбатов, О.В. Брагинский, А.Н. Дмитриевский, В.М. Капустин, А.Э. Конторович, В.П. Орлов и др.

Вопросы экономики и управления в нефтяной и газовой промышленности рассматривались в работах H.A. Волынской, М.Х. Газеева, Л.П. Гуж-новского, В.Ф. Дунаева, В.Д. Зубаревой, А.Г. Коржубаева, А.Д. Кота, О.С. Краснова, К.Н. Миловидова, В.В. Пленкиной и др.

В процессе исследования использованы научные разработки по проблемам экономической оценки и классификации углеводородного сырья Общества инженеров-нефтяников США (SPE), Всемирного нефтяного совета (WPC), американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG), 06-

щества инженеров по оценке запасов нефти и газа США (БРЕЕ) и др.

При выполнении диссертационной работы использованы общеметодологические принципы научного исследования, совокупность методов экономического анализа (исторический, логической абстракции, функциональный, системный и др.), регрессионный анализ, методы оценки инвестиционных проектов.

Информационной базой диссертационной работы послужили нормативно-правовые документы в сфере недропользования, Федеральной службы государственной статистики, отчетность геологоразведочных и нефтегазодобывающих предприятий, проектные документы на разработку нефтяных и газовых месторождений, а также статистические и аналитические материалы отраслевых научно-исследовательских организаций.

Основные результаты исследования, составляющие его научную новизну, отражающие личный вклад автора в решение рассматриваемой проблемы и выносимые на защиту, заключаются в следующем:

- предложено при экономической оценке уже разрабатываемых месторождений в расчете потока денежной наличности учитывать ретроспективные инвестиции в обустройство, что позволит обосновать целесообразность осуществления дополнительных капитальных вложений при освоении запасов залежей углеводородов;

- уточнены и конкретизированы экономические условия отнесения запасов углеводородов к группе «условно-рентабельных» при их классификации по экономическим критериям: в случае, если накопленный чистый дисконтированный доход от освоения месторождения принимает положительное значение при обнулении ставки налога на добычу полезных ископаемых, запасы могут признаваться потенциально привлекательными для разработки. Такой подход будет стимулировать рациональное освоение трудноизвлекаемых и в текущих условиях экономически неэффективных объектов;

- предложен метод расчета промысловой минимально-рентабельной цены природного газа в зависимости от геолого-технологических и экономических условий освоения месторождения (величины запасов, географического положения, начального дебита и т.д.), позволяющий определять

точку безубыточности для инвестора при вложении средств в расширение собственной минерально-сырьевой базы.

- рекомендовано осуществлять экспресс-оценку экономической привлекательности освоения запасов природного газа на основе использования промысловых минимально-рентабельных цен в целях классификации по группам рентабельности, что может способствовать более оперативному принятию управленческих решений при выборе направлений инвестиционной политики на предлицензионном этапе;

Практическая значимость работы. Предложенные и скорректированные в рамках исследования методические подходы могут быть использованы нефтегазодобывающими предприятиями при проведении геолого-экономической оценки месторождений, обосновании целесообразности получения прав пользования участками недр на этапе лицензирования, а также государственными органами власти при разработке федеральных и региональных программ геологического изучения недр.

Реализация и внедрение результатов исследования. Полученные в рамках исследования результаты использованы при разработке программ регионального развития Ямало-Ненецкого автономного округа, подготовке проектов разработки нижнемеловых отложений нефтегазоконденсатных месторождений, выполнении технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти и конденсата месторождений Тюменской области и т.д.

Апробация работы. Основные положения диссертационного исследования на различных этапах его подготовки представлялись в форме научных докладов и сообщений на международных, всероссийских и региональных научно-исследовательских и научно-практических конференциях и семинарах: (Санкт-Петербург, 2005 г.; Салехард, 2007 г.), а также координационных геологических совещаниях ОАО «Газпром» (Москва, 2008-2010 гг.), заседаниях Комиссии газовой промышленности по разработке и использованию недр (Москва, 2003-2011 гг.).

Публикации. Основные положения диссертации, отражающие отдельные аспекты исследования, опубликованы в 12 печатных работах общим объемом 6,3 п.л. (авторских - 3,8 пл.), в т.ч. в изданиях, рекомендуе-

мых ВАК - 2,6 п.л. (авторских - 2,1 п.л.).

Структура работы определяется целями исследования, логикой и методами решения поставленных задач. Диссертация состоит из введения, трех глав основного содержания, заключения, приложений, списка литературы.

Основное содержание работы. Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, определены цель и задачи исследования, отражена научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе проведен анализ динамики и структуры разведанных запасов и потенциальных ресурсов природного газа России в разрезе добывающих регионов, областей, нефтегазоносных комплексов, а также недропользователей.

Во второй главе осуществлен анализ теоретико-методических подходов к оценке экономической эффективности освоения запасов нефти и газа, выполнена сравнительная характеристика международных и российской классификаций углеводородного сырья, представлены предложения по совершенствованию методических подходов к группировке запасов по экономической эффективности, обоснована необходимость и выявлены направления развития методической базы экономической оценки месторождений природного газа с различным фазовым состоянием.

В третьей главе представлены основные аспекты предлагаемого методического подхода к экспресс-оценке экономической эффективности освоения запасов природного газа, приведена апробация авторских рекомендаций по ранжированию объектов нераспределенного фонда недр на примере крупнейшего газодобывающего региона страны в соответствии с группами экономической эффективности освоения запасов.

В заключении представлены основные выводы и рекомендации по результатам исследования.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Предложено при экономической оценке уже разрабатываемых месторождений в расчете потока денежной наличности учитывать ретроспективные инвестиции в обустройство, что позволит обос-

новать целесообразность осуществления дополнительных капитальных вложений при освоении запасов залежей углеводородов.

В утвержденных в настоящее время нормативно-правовых актах,

регламентирующих вопросы оценки экономической эффективности освоения запасов углеводородного сырья, практически не учитывается величина, так называемых, исторических затрат, т.е. затрат, осуществленных до момента проведения геолого-экономической оценки месторождений. Кроме того, в «Методических рекомендациях по оценке экономической эффективности инвестиционных проектов» (МР) в качестве наиболее предпочтительного подхода при оценке инвестиционных проектов приводится приростной метод, который обладает рядом недостатков, умаляющих возможность его использования в целях типологии (классификации) запасов и ресурсов. Так, данный метод является весьма приближенным, и его применение, как правило, затрудняет определение абсолютного эффекта от реализации ИП на предприятии (месторождении). Помимо этого, показатели экономической эффективности освоения запасов нефти и газа, а также коэффициенты извлечения углеводородов, рассчитанные с использованием этого метода, обычно существенно завышены. Это, в свою очередь, зачастую приводит к искажению оценок извлекаемых запасов, и, в конечном итоге, негативно сказывается на работе добывающих предприятий.

Однако в МР при расчете денежных потоков предусмотрена возможность учета стоимости созданного до начала реализации проекта имущества, предназначенного для постоянного использования. Как правило, в данном случае определяется стоимость, которая отражает максимальную дисконтированную упущенную выгоду от альтернативного использования оцениваемого имущества. Так как оценка экономической эффективности освоения запасов на определенную дату предполагает расчет доходной части (притоков) денежного потока, видится необходимым и целесообразным осуществлять учет доходов, получаемых вследствие использования основных фондов, созданных на предыдущих стадиях освоения месторождения. Поэтому данный метод весьма актуален и его использование может повысить достоверность экономической оценки и классификации запасов и ресурсов.

При реализации обозначенного метода в качестве рыночной цены ретроспективных инвестиций автором предложено использовать величину осуществленных ранее затрат на создание основных фондов, приведенную к текущему моменту времени с помощью индексов. В последствие предполагается данную величину затрат учитывать при расчете потока денежной наличности в качестве приведенных инвестиции на начало расчетного периода, корректируя ее на коэффициент индексации (формула 1).

Ип = Ир * И сс * И од, (1)

где Ип - приведенные ретроспективные инвестиции; Ир - ретроспективные инвестиции;

И сс - индекс, учитывающий срок строительства промысловых объектов (таблица 1);

И од - индекс, учитывающий удельный вес остаточной добычи углеводородов с начала расчетного периода в общей добыче углеводородов с начала разработки;

И0д=(2Д„-1Д1)/1Дп, (2)

1-п 1-1 1 - п

где ХД „ - накопленная добыча углеводородов с начала разработки;

Е ДI - накопленная добыча до начала расчетного периода

Коэффициент индексации, в свою очередь, предлагается рассчитывать как произведение индекса, учитывающего срок строительства объектов промысла, необходимых для добычи оставшейся части запасов, и индекса, учитывающего удельный вес накопленной добычи углеводородов с начала разработки в их общей добыче.

Нормативный срок строительства объектов промысла представляется возможным дифференцировать в зависимости от объема годовой добычи газа. Проведенный сравнительный анализ продолжительности строительства различных объектов обустройства месторождений позволяет говорить о существовании следующей зависимости сроков строительства промысловых объектов от их годовой производительности (таблица 1).

Таблица 1

Значения индекса, учитывающего срок строительства _промысловых объектов_

Показатель Значение

Объем добываемого газа, млрд. куб 1-5 5-15 15 и выше

Нормативный срок строительства объектов, лет 2 3 5

Индекс, учитывающий срок строительства при норме дисконта 0,1 (И сс) 1,21 1,331 1,611

Для апробации предложенного подхода в работе проведено обоснование чистого дисконтированного дохода при освоении нефтегазоконден-сатного месторождения по трем вариантам. Исследуемое месторождение находится в разработке с 2008 года. При этом капитальные вложения осуществлялись с 2006 года. Оценка проводилась в 2011 году (год приведения затрат при дисконтировании) с целью обоснования коэффициента извлечения конденсата (КИК) и нефти (КИН).

Первый вариант основан на расчете ЧДД с учетом всех капитальных вложений, расходов на добычу, налоговых отчислений и доходов с начала освоения месторождения. Второй вариант сформирован без учета капитальных вложений и доходов, осуществленных до 2011 года, в потоке денежной наличности. Третий вариант предполагал использование метода альтернативной стоимости имущества для учета ранее понесенных затрат - приведенных ретроспективных инвестиций по первоначальной стоимости с учетом индексации.

Наиболее точным, с точки зрения действующих методических рекомендаций по оценке экономической эффективности освоения месторождения, является первый вариант. Однако, при реализации данного подхода корректное восстановление и нормализация ретроспективных экономических показателей в условиях нестабильности внешней среды не всегда возможно. Первый вариант предлагалось принять в качестве базового, а наименьшее отклонение от его результатов по остальным вариантам будет выступать в качестве доказательства правильности того или иного варианта расчета.

Проведенные расчеты показали, что ЧДЦ, рассчитанные по первому

и третьему варианту, практически идентичны (разница около 1%). В то время как по варианту 2 получилась весьма завышенная оценка ЧДД (на 80% больше, чем ЧДЦ по 1 варианту) Это доказывает корректность предлагаемого в диссертации методического подхода, предусматривающего учет ранее понесенных затрат.

2. Уточнены и конкретизированы экономические условия отнесения запасов углеводородов к группе «условно-рентабельных» при их классификации по экономическим критериям: в случае, если накопленный чистый дисконтированный доход от освоения месторождения принимает положительное значение при обнулении ставки налога на добычу полезных ископаемых, запасы могут признаваться потенциально привлекательными для разработки. Такой подход будет стимулировать рациональное освоение трудноизвлекаемых и в текущих условиях экономически неэффективных объектов

В утвержденной «Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» в зависимости от экономической эффективности выделяют рентабельные, условно-рентабельные и нерентабельные группы. Причем переход запасов из двух последних групп в первую возможен, только при повышении цен, появлении новых технологий или новых рынков сбыта. То есть на изменение категории запасов (ресурсов) влияют в большей степени конъюнктурные и ценовые условия, в то время как административные инструменты сводятся преимущественно к предоставлению налоговых льгот в случае разработки месторождений с высокой степенью выработанности запасов, а также месторождений, находящихся Восточной Сибири, на Ямале и шельфовой зоне.

Для усиления роли административного воздействия в снижения доли нерентабельных запасов в общей их структуре автором предлагается расширить группу условно-рентабельных запасов за счет отнесения к ней, так называемых, «запасов с регулируемой рентабельностью». В данную категорию запасов целесообразно относить запасы, экономическая эффективность (рентабельность) освоения которых может возникнуть (увеличиться) при реализации определенных мер государственного регулирования: дифференциация ставок налогов, сборов и пошлин; регулирование транспортных тарифов; строительство объектов инфраструктуры; создание новых

рынков сбыта.

Запасы с регулируемой рентабельностью обычно присутствуют в составе многокомпонентных сложнопостроенных месторождений. Однако в настоящее время для данных групп запасов не предусмотрены какие-либо меры государственной поддержки. А вместе с тем, участие государства в решении обозначенных проблем в качестве гаранта соблюдения положений Закона «О недрах» позволило бы повысить заинтересованность инвесторов в рациональном освоении подобных запасов углеводородов.

• Существующие условия освоения месторождений, имеющих нефтяные оторочки, приводят к тому, что при необходимости ввода в разработку неэффективных залежей, для которых есть реальная угроза расформирования, все убытки от их разработки недропользователь вынужден погашать за счет своих средств, которые он мог бы направить в альтернативные высокодоходные проекты. Государство же, не предоставляя никаких льгот по налогам, всегда имеет гарантированный доход от освоения таких залежей, и поэтому слабо заинтересовано в реализации эффективных и действенных механизмов решения данной проблемы, а именно, в дифференциации налоговых отчислений в зависимости от природно-геологических факторов. Существующие недостатки в информационном, правовом, кадровом обеспечении процессов регулирования недропользования затрудняют применение соответствующих инструментов из зарубежной практики. Однако необходимость корректировки механизма формирования налоговых отчислений очевидна.

Как известно, механизм формирования налоговых отчислений может базироваться на различных принципах: принцип равнодоходности государства и недропользователя, принцип безубыточной работы добывающего предприятия или принцип рентабельной работы добывающего предприятия (требуемый уровень доходности инвестиций). При этом в зависимости от целевых установок и позиции собственника недр, возможны два основных варианта дифференциации ставки НДПИ: установление нулевой ставки на весь период разработки или варьирование сроков и продолжительности налогового периода в зависимости от уровня внутренней нормы доходности проекта.

Следует заметить, что условия налоговых отчислений при вводе в разработку нефтяных оторочек правильнее всего подбирать индивидуально по каждому объекту, в виду уникальности характеристик и условий его разработки. Однако это значительно увеличило бы трудоемкость расчетно-аналитических работ. В связи с этим, автор предлагает использовать усредненные условия для исследуемых месторождений. А именно, видится необходимым и целесообразным введение «налоговых каникул» на уплату НДПИ с начала добычи нефти:

• на срок 3 года для обеспечения безубыточной разработки (ВНД 10%) -вариант 1;

• на срок 5 лет для обеспечения равнодоходности недропользователя и государства (равенство чистого дохода и отчислений по НДПИ);

• на срок 13 лет для обеспечения рентабельной работы (корпоративный уровень доходности).

В диссертации проведены расчеты основных экономических показателей и НДПИ для различных вариантов реализации механизма формирования налоговых отчислений на примере разработки нефтяных оторочек группы месторождений (табл.2). Вариант 1 - действующая налоговая система; вариант 2 - Нулевая ставка НДПИ за весь период; вариант 3 - «налоговые каникулы» 13 лет с начала добычи; вариант 4 - «налоговые каникулы» 3 года с начала добычи; вариант 5 - «налоговые каникулы» 5 лет, обеспечивающие равнодоходность недропользователя и собственника недр.

Таблица 2

Варианты дифференциации НДПИ при разработке нефтяной

оторочки нефтегазоконденсатного месторождения

Показатель Ед.изм. Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5

чд млн.р. 76100 181794 122253 84206 91492

чдд млн.р. -3 351 17 182 12 769 676 4115

ВНД % 9% 16% 15% 10% 12%

Ставка НДПИ р./т 2312 2312 2312 2312 2312

Отчисления НДПИ млн.р. 105 694 0 48 901 96 788 87 135

Отношение ЧД к НДПИ % 72% 250% 87% 105%

Из трех представленных схем дифференциации НДПИ для недро-

пользователя предпочтительной будет последняя схема, обеспечивающая рентабельную разработку оторочек. Для государства - первая схема, предполагающая безубыточное освоение нефтяных оторочек. Паритет интересов будет достигнут при реализации второй схемы, основанной на принципе равнодоходности государства и недропользователя.

В случае реализации второй схемы, государство, снижая уровень налоговых поступлений от разработки запасов (с регулируемой рентабельностью), будет способствовать их вводу в освоение. Это, в свою очередь, приведет к увеличению объемов экспорта и переработки добываемой целевой продукции, и, как следствие, повлечет увеличение налоговых поступлений в бюджет. Кроме того, можно ожидать решение (избежание) определенных социально-экономических проблем (занятость населения, загрузка имеющихся мощностей и т.п.).

В результате реализации предложенных методических корректировок (введение в Классификацию понятия запасов с регулируемой рентабельностью, принятие гибкой шкалы налога на добычу углеводородов, вплоть до обнуления ставок налога) можно ожидать принятие положительных решений о вводе в разработку нерентабельных в настоящее время нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных месторождений, расположенных в Западной Сибири. В результате чего дополнительный прогнозный объем добычи нефти только на месторождениях ОАО «Газпром» может составить около 5 млн. тонн в год.

3. Предложен метод расчета промысловой минимально-рентабельной цены природного газа в зависимости от геолого-технологических и экономических условий освоения месторождения (величины запасов, географического положения, начального дебита и т.д.), позволяющий определять точку безубыточности для инвестора при вложении средств в расширение собственной минерально-сырьевой базы.

В связи со значительным количеством объектов распределенного и нераспределенного фонда недр РФ актуальным в настоящее время является вопрос снижения трудоемкости расчетно-аналитических процедур при оценке экономической привлекательности освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья. Проблема усугубляется тем, что для обоснования чистого дисконтированного дохода, являющегося основой при проведении

подобной оценки, требуется значительный объем входной геологической, технологической и экономической информации, которая подвержена значительным колебаниям.

Одним из возможных направлений сокращения объемов и сроков работ является выстраивание определенной последовательности процесса. На первом этапе группировка объектов может проводиться на основании укрупненного критерия эффективности, позволяющего оценить принадлежность объектов к группам промышленно значимым и непромышленным без выполнения детальных технико-экономических расчетов. На втором этапе для объектов, отнесенных к группе промышленно значимых, можно осуществлять подробные расчеты и отнесение объектов к группам нормально-рентабельных и условно-рентабельных.

В качестве укрупненного критерия эффективности, рекомендуемого к использованию на первом этапе, предлагается применять прогнозную минимально-рентабельную промысловую цену (МРПЦ), которая представляет собой (позволяет оценить) точку безубыточности вложения инвестиций в расширение минерально-сырьевой базы для инвестора,

Прогноз промысловых МРПЦ видится возможным проводить методом аппроксимации (построением прогнозной кривой) на основании МРПЦ объектов-аналогов, сгруппированных по следующим классификационным признакам: географическое положение (НГО - нефтегазоносные области); условия залегания (НГК - различные нефтегазоносные комплексы); величина запасов; состав газа (сухой, содержащий конденсат).То есть прогнозные МРПЦ следует дифференцировать по НГО, НГК, величине, потенциальному содержанию конденсата.

МРПЦ объектов-аналогов, в свою очередь, могут быть определены расчетным путем на основе обоснования потока денежной наличности, который будет иметь недропользователь при освоении различных запасов с нормой доходности, необходимой для рентабельной деятельности добывающего предприятия. Расчет потока денежной наличности основан на прогнозе капитальных вложений, расходов на добычу газа и конденсата, налоговых отчислений. При этом может учитываться инфляция.

Исходная информация для прогноза минимально-рентабельных цен

объектов-аналогов представлена в таблице 4. В ней содержатся геологические, технологические и экономические показатели базовых объектов (объектов-аналогов) запасов природного газа.

Таблица 4

Исходная информация для прогноза минимально-рентабельных

промысловых цен (МРПЦ)

Геологические параметры Технологические параметры Экономические показатели

Величина и категория запасов Добыча УВ Выручка от реализации УВ, цены попутных компонентов

Место расположения (НГК), глубина Темп отбора КВ в лицензирование, поисково-разведочные работы, эксплуатационные скважины, промысловое обустройство

Начальный дебит Коэффициенты извлечения Расходы на добычу УВ

Фазовое состояние Фонд скважин Налоги и отчисления, относящиеся на с/с

Потенциальное содержание попутных компонентов Год ввода и мощность ДКС Налог на прибыль

И др. Технические характеристики промысловых объектов и скважин Чистый доход (ЧД), Чистый дисконтированный доход (ЧДД) при Ен=10%, Внутренняя норма доходности (ВНД)

Геологические показатели для расчетов могут быть приняты на основании фактических данных геологических объектов, технологические показатели - на основе расчетных показателей разработки объектов-аналогов.

Экономические показатели рассчитываются, как правило, исходя из информации о величине капитальных вложений, расходах на добычу, налоговых отчислениях. Для расчета капитальных вложений, в свою очередь, необходимо обосновать удельные стоимости строительства геологоразведочных и эксплуатационных скважин, промысловых объектов обустройства на основании их фактической или сметной стоимости объектов-аналогов.

При обосновании величины капитальных вложений в промысловое строительство необходимо учитывать технологические показатели объек-

тов-аналогов и удельные стоимости объектов промысла. Стоимость объектов подготовки газа может быть принята в расчете на проектную мощность; стоимость шлейфов, подъездных дорог к скважинам, линий электропередач в расчете на скважину; стоимость компримирующих станций в расчете на 1 МВт; объекты производственной инфраструктуры в процентном отношении к основным капитальным вложениям.

Расходы на добычу газа и конденсата планируются по элементам затрат - материальные расходы, оплата труда, амортизация, услуги производственного характера, общепроизводственные и общехозяйственные. Налоговые отчисления принимаются в соответствии с действующей налоговой системой.

Минимально-рентабельные цены (МРПЦ) запасов и ресурсов природного газа по нефтегазоносным комплексам различных НГО могут служить для оценки экономической эффективности месторождений природного газа. При этом МРПЦ месторождения в целом рекомендуется определять как средневзвешенную цену по величинам запасов залежей, входящих в состав месторождения:

МРПЦ IX 3 1 + МРПЦ 2 х 3 2+ •••+ МРПЦ „х 3 „

МРПЦм= ---------------------------------------------------------------- ' (3)

з, + з2 + ...+ зп

где МРПЦ „ - минимально-рентабельная цена природного газа по месторождению в целом;

МРПЦ 1-п - минимально-рентабельная цена природного газа по объектам оценки;

3 1-п - запасы природного газа объектов оценки.

4. Рекомендовано осуществлять экспресс-оценку экономической привлекательности освоения запасов природного газа на основе использования промысловых минимально-рентабельных цен в целях классификации по группам рентабельности, что может способствовать более оперативному принятию управленческих решений при выборе направлений инвестиционной политики на предлицензионном этапе.

Распределение запасов природного газа по группам экономической эффективности в диссертационном исследовании предлагается проводить методом сравнения прогнозных минимально-рентабельных промысловых

цен (МРПЦ) с фактической ценой реализации газа и перспективной ценой, (табл.3).

Таблица 3

Исходная информация для прогноза МРПЦ и группировки _запасов по экономической эффективности_

МРПЦ Фактическая цена газа Перспективная цена газа

Расчетные цены, обеспечивающие разработку залежей (месторождений) с положительным ЧДЦ и требуемым уровнем внд Для разрабатываемых месторождений принимается фактическая цена газа. Для неразрабатываемых - расчетная цена с учетом реализации на внутреннем рынке (цены ФСТ) и на экспорт (средняя контрактная цена за последний год). Цены рассчитываются методом «чистых цен», за вычетом затрат на транспортировку до потребителя и таможенных платежей. Цена газа основывается на принципе обеспечения рав-нодоходности поставок газа на внутренний и внешний рынки, за вычетом затрат на транспорт до потребителя и таможенных платежей (приказ Федеральной службы по тарифам от 5 июля 2007 г. N 156-э)

В результате сравнения указанных показателей возможны следующие решения относительно категоризации запасов и ресурсов:

• Более низкое значение минимально-рентабельной промысловой цены по сравнению с фактической ценой является основанием для отнесения объектов оценки к группе рентабельных запасов.

• Равенство или превышение минимально-рентабельной промысловой цены по сравнению с фактической ценой, но более низкое ее значение по сравнению с перспективной ценой позволяет отнести данные объекты к группе условно-рентабельных запасов.

• Превышение МРПЦ над перспективной ценой служит основой для отнесения данных запасов к группе нерентабельных.

Точка пересечения линии прогноза МПРЦ и линии фактической цены являются границей рентабельности инвестиций, а точка пересечения линии прогноза МПРЦ и линии перспективной цены - границей безубыточности инвестиций.

Схема проведения экспресс-оценки представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Схема проведения экспресс-оценки

Корректность отнесения запасов к промышленно-значимой и непромышленной группам может быть достигнута посредством обоснования детальной исходной технологической и экономической информации объектов-аналогов по капитальным вложениям, расходам на добычу газа и конденсата, налоговым отчислениям. Достоинством данного подхода является возможность выполнения группировки запасов газа в короткие сроки и на базе минимального объема геологической информации. Более обоснованных результатов можно достичь при включении прогнозного темпа инфляции в расчет основных затратных составляющих (капитальных вложений, расходов на добычу, налоговых ставок).

На основе представленной методики экспресс-оценки запасов и ресурсов природного газа предложен метод экспресс-оценки экономической эффективности месторождений природного газа в целом. Универсальность

представленной методики заключается в возможности построения зависимости промысловой цены от величины запасов природного газа с дифференциацией по географическому положению, условиям залегания, составу газа. А наличие программного обеспечения, созданного на базе представленной методики, позволит иметь прогнозные зависимости минимально-рентабельных цен на любую расчетную дату, по любому региону.

В качестве иллюстрации экспресс-оценки представлен фрагмент по определению групп экономической эффективности запасов и ресурсов природного газа объектов нераспределенного фонда НГО одного из регионов России.

На основании исходной информации добывающих предприятий ОАО «Газпром», по объектам-аналогам были разработаны зависимости рентабельности освоения запасов и ресурсов газа горючего для газовых и газо-конденсатных объектов по нефтегазоносным комплексам НГО (точки безубыточности). Объекты первого НГК с запасами свыше 20 млрд. мЗ отнесены к группе промышленно-значимых; с запасами от 5 млрд. мЗ до 20 млрд. мЗ - промышленно-значимых; меньше 5 млрд. мЗ - непромышленных (рисунок 2).

* Точка безубыточности

* Точка рентабельности

♦

. ♦ 7—--------,... *

♦ -*-

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160

млрд.мЗ

Промысжявя МРЦгам, рЛОООмД ВНД=15% —Степенной (Промысловая МРЦ газа, рЛОООиЗ ВЦД=15%>

—Лнмеймый (©акпиеятяя "чистая" ценя газа) ЛинеЛ(ый (Псюлюзная "чистая" цена газа)

Рис. 2. Определение границ рентабельности запасов первого нефтегазоносного комплекса

Аналогичные зависимости определялись по различным НГО, таким как Ямальская, Гыданская, Надым-Пур-Тазовская, различным НГК, таким как сеноманский, альб-аптский, неокомский, юрский, ачимовский, пале-зойский и др. При этом, в случае выявления подобной зависимости по комплексам, содержащим многокомпонентный газ, дополнительно учитывалось содержание конденсата (для среднеконденсатных месторождений 25100 г/мЗ, для месторождений с высоким содержанием конденсата от 100 до 500 г/мЗ).

На основании полученных зависимостей было проведено разделение объектов нераспределенного фонда ЯНАО по группам экономической эффективности. Обобщенный результат, полученный на первом этапе стоимостной оценке, приведен в таблице 5.

Таблица 5

Результат экспресс оценки рентабельности _запасов и ресурсов НГО_

Рассмотрено на первом этапе

Запасы, млрд. куб. м Месторождения, шт.

1313 59

Рекомендовано ко второму этапу стоимостной оценки

1228 38

Непромышленные

85 21

6% 36%

Промышленно-значимые, запасы занимают 94% всего потенциала газа НГО. Непромышленные запасы составляют 6% от всех запасов НГО. Запасы сосредоточены в 59 месторождениях, из которых 38 отнесены к про-мышленно-значимым, 21 - к непромышленным (для них нет необходимости проводить детальные технико-экономические расчеты по определению ЧДЦ).

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Меркушев М.И., Горбунова Л.В. и др. Экономическая оценка освоения нефтяных оторочек в составе нефтегазоконденсатных месторождений сложного геологического строения // Газовая промышленность. - М.: «Газойл пресс». - 2011. -№05 (659) - с.70-73. - 0,4 п.л. (автор-

ских 0,35 п.л.)

2. Горбунова JI.B. Совершенствование методики экономической оценки месторождений сложного геологического строения в целях их рациональной разработки // Известия высших учебных заведений РФ. Социология. Экономика. Политика. - Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет». - 2011. - №1 - с. 44-46.- 0,4 п.л. (авторских 0,4 п.л.)

3. Карнаухов С.М., Шмидт Т.Т., Огнев А.Ф., Горбунова JI.B. и др., Прогноз и оценка геолого-экономических показателей развития материально-сырьевой базы в новых регионах России на примере Ямала. // Научно-техническое издание «Материалы XV координационного геологического совещания» - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 0,75 п.л., (авторских 0,45 п.л.)

4. Горбунова JI.B. Экономические проблемы «Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» // Газовая промышленность. - М.: «Газойл пресс». - 2010. -№10 (651) - с.22-24. - 0,4 п.л.

5. Горбунова JI.B., Огнев А.Ф., Меркушев М.И., Горбунова Т.А. Экспресс-оценка экономической эффективности освоения запасов и ресурсов горючих газов на Ямале, // Газовая промышленность. М.: «Газойл пресс».- 2009. - № 08(635) - с. 20-22. - 0,4 п.л. (авторских 0,3

П.Л.),

6. Огнев А.Ф., Туренков H.A., Горбунова JI.B. Этапность освоения месторождений углеводородов федерального фонда на полуострове Ямал. / Материалы XIII координационного геологического совещания, М.: ООО «Газпром экспо», 2008. - 0,5 п.л., (авторских 0,2 п.л.)

7. Меркушев М.И., Горбунова JI.B. Проблемы повышения экономической эффективности разработки нефтегазоконденсатных месторождений с применением технологий, направленных на увеличение нефтегазокон-денсатоотдачи / Материалы научно-практической сессии в рамках совместного заседания Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых (ЩР Роснедра) и территориального отделения Центральной комиссии по разработке месторождений полезных ископаемых по Ямало-Ненецкому автономному округу (ТО ЦКР по ЯНАО) «Современные проблемы разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений» - Новосибирск: Издательство Сибирского отделения РАН, 2007. - 0,6 п.л., (авторских 0,4 п.л.)

8. Горбунова Л.В., Губина Е.В., Сергеева Н.Л., Меркушев М.И. Оценка эффективности разработки Новопортовского месторождения /

Сборник научных трудов «Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири» - Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб: «Недра», 2007. - 0,4 пл., (авторских 0,3 п.л.)

9. Горбунова Л.В., Сергеева Н.Л. Проблемы комплексной оценки эффективности разработки месторождений Западной Сибири / Материалы Ш-ей Всероссийской научно-практической конференции «Технолого-инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень» - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 0,3 п.л., (авторских 0,25 п.л.)

10. Меркушев М.И., Вакорина H.A., Горбунова Л.В., Проблемы технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти и конденсата / Тезисы докладов Международной научно-практической конференции «Теория и практика геолого-экономической оценки нефтегазовых объектов. Оценка инвестиционной привлекательности объектов лицензирования» - С.-Пб: ВНИГРИ, 2003. - 0,4 п.л., (авторских 0,3 п.л.)

11. Нанивский Е.М., Волох Г.В., Горбунова Л.В. Повышение экономической эффективности разработки газоконденсатных залежей Заполярного месторождения. //Газовая промышленность. - М.: «Га-зойл пресс».- январь 2000.- с. 30-32 - 0,52 п.л., (авторских 0,4 п.л.)

12. Вакорина H.A., Волох Г.В., Горбунова Л.В., Ланчакова P.A. Эффективность освоения нефтяных оторочек. // Газовая промышленность. - М.: «Газойл пресс», - март 1999. - с. 17-18. - 0,4 п.л., (авторских 0,2 п.л.)

Подписано в печать 08.11.2011. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,5 Тираж 100 экз. Заказ № 391

Библиотечно-издательский комплекс Федерального государственного бюджетного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 62500, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.