Совершенствование методов экономической оценки эффективности развития минерально-сырьевой базы нефтегазового сектора экономики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Чернышова Екатерина Сергеевна

• Чернышова Екатерина Сергеевна
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Чернышова Екатерина Сергеевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ЭВОЛЮЦИЯ МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ К ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА ЭКОНОМИКИ

1.1. Методики технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные с момента перехода Российской Федерации к рыночной экономике

1.2. Методики геолого-экономической оценки запасов и ресурсов

углеводородного сырья (отечественный и зарубежный опыт)

ГЛАВА 2 НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩЕЙ МЕТОДИКИ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

2.1. Анализ основных показателей, влияющих на результаты экономической оценки эффективности разработки месторождений углеводородного сырья

2.2. Предложения по совершенствованию действующей методики технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений

углеводородного сырья

ГЛАВА 3 ПОДХОДЫ К ФОРМИРОВАНИЮ СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА ЭКОНОМИКИ

3.1. Проблематика определения уровня удельных стоимостных показателей капитальных и текущих затрат

3.2. Предложения по совершенствованию алгоритма формирования баз стоимостных показателей

3.3. Применение баз стоимостных показателей в сфере развития минерально-

сырьевой базы нефтегазового комплекса

ГЛАВА 4 РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА ЭКОНОМИКИ

4.1. Метод экономической оценки изменения эффективности использования минерально-сырьевой базы нефтегазового сектора экономики при различных макроэкономических сценариях

4.2. Методический подход к экономической оценке перспектив воспроизводства минерально-сырьевой базы нефтегазового сектора экономики за счет вовлечения в разработку ресурсов УВС

4.3. Методический инструментарий экономической оценки эффективности

развития минерально-сырьевой базы нефтегазового сектора экономики

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

178

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов экономической оценки эффективности развития минерально-сырьевой базы нефтегазового сектора экономики»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Развитие минерально-сырьевой базы (МСБ) нефтегазового сектора экономики является основой для устойчивого обеспечения потребностей экономики Российской Федерации (РФ) необходимым сырьем и выполнения экспортных обязательств. В связи с ожидаемым снижением уровня экспорта углеводородов, вызванным санкционными ограничениями 2022 года, предполагается переориентация рынка сбыта углеводородного сырья (УВС) на внутреннее потребление. Для формирования сбалансированной стратегии развития перерабатывающих отраслей экономики РФ в сложившейся ситуации возрастает потребность в получении актуальной информацией об изменениях качественного состава МСБ в условиях меняющейся рыночной конъюнктуры. Ключевыми документами, регулирующими вопросы развития МСБ, являются «Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года» (Стратегия) и государственная программа «Воспроизводство и использование природных ресурсов». Основываясь на ключевых положениях данных документов, в рамках диссертации под развитием понимается процесс «своевременного воспроизводства и рационального использования МСБ», представляющей собой совокупность запасов и ресурсов полезных ископаемых. Достижение представленных в документах стратегических целей предусматривается в том числе за счет «повышения полноты, актуальности и достоверности показателей воспроизводства и использования МСБ России», а также «получения стоимостной и оперативной геолого-экономической оценки эффективности инвестиций в геологоразведочные работы и добычу полезных ископаемых», что позволяет сделать вывод о потребности в совершенствовании действующих методов экономической оценки минерально-сырьевой базы РФ.

В 2019 году была проведена масштабная «Инвентаризация запасов УВС для месторождений с текущими запасами свыше 5 млн т нефтяного сырья на предмет экономической эффективности разработки указанных месторождений в текущих

налоговых условиях», затянувшаяся на более длительный, чем планировалось, срок в связи с большим количеством объектов оценки и возросшей нагрузкой на недропользователей, вынужденных осуществлять экспресс-оценку своих активов в рамках специально разработанной методики. По результатам инвентаризации запасов государственными органами были озвучены намерения о дальнейшем регулярном проведении данного мероприятия и расширении области его применения на другие типы УВС, в частности, планируется проведение инвентаризации запасов свободного газа. Перенос сроков представления результатов инвентаризации и значительная трудоемкостью процесса свидетельствуют о том, что на текущий момент в отрасли не представлен действенный инструментарий, позволяющий оперативно и без существенных трудозатрат оценивать изменения качественного и количественного состава МСБ нефтегазового сектора экономики в условиях меняющейся экономической среды.

Изложенное выше определяет потребность в развитии методов оценки эффективности развития МСБ нефтегазового сектора экономики и формировании инструментария, позволяющего определять уровень использования и потенциал воспроизводства МСБ, что подтверждает актуальность настоящего исследования.

Степень научной разработанности проблемы. Теоретической и методологической основой диссертационной работы в области оценки эффективности инвестиционных проектов послужили исследования таких зарубежных и отечественных специалистов, как В. Беренс, Г. Бирман, Д. Стоун, Р. Харрод, П.М. Хавранек, К. Хитчинг, С. Шмидт, П.Л. Виленский, В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, И.В. Липсиц, С.А. Смоляк, А.И. Стешин, Т.С. Хачатуров, А.Г. Шахназаров и др.

Существенный вклад в развитие методических основ технико-экономической оценки (ТЭО) эффективности освоения запасов и ресурсов УВС внесли такие ученые как Ю.П. Ампилов, О.С. Анашкин, А.Ф. Андреев,

A.С. Астахов, А.А. Герт, Л.П. Гужновский, В.Ф. Дунаев, Д.И. Ерёмин,

B.Д. Зубарева, В.И. Назаров, В.В. Пленкина, Л.А. Твердая и др.

Вопросам эффективности развития МСБ нефтегазового сектора экономики

посвящены труды Н.А. Волынской, Г.В. Выгона, М.Х. Газеева, Г.А. Григорьева, М.М. Иутиной, М.М. Козеняшевой, О.С. Краснова, К.Н. Миловидова, Ю.К. Шафраника и др.

Несмотря на большое количество научных работ, посвященных методам экономической оценки эффективности освоения запасов и ресурсов УВС, часть вопросов требует дополнительных исследований и доработки. Отдельные аспекты существующих методических подходов требуют переосмысления, поскольку не используются на практике для решения вопросов использования и воспроизводства МСБ в условиях меняющейся экономической среды. Также остается открытым вопрос создания и применения инструментария экономической оценки, повышающего обоснованность управленческих решений в сфере развития минерально-сырьевой базы РФ.

Целью диссертационной работы является разработка и научное обоснование методических предложений по проведению экономической оценки эффективности развития минерально-сырьевой базы нефтегазового сектора.

Для достижения поставленной цели потребовалось определить и решить следующие научно-прикладные задачи:

1. Провести анализ методических подходов к экономической оценке эффективности освоения УВС и сформировать предложения по совершенствованию действующей методики ТЭО эффективности разработки месторождений УВС, учитывая отечественный и зарубежный опыт.

2. Определить экономические критерии, влияющие на изменение технологических решений по разработке месторождений УВС в условиях нестабильной рыночной конъюнктуры, и разработать метод оценки изменения эффективности использования МСБ нефтегазового сектора экономики в условиях колебания мировых цен на УВС.

3. Рассмотреть подходы к проведению экономической оценки эффективности освоения ресурсов УВС и предложить методические рекомендации по проведению экономической оценки перспектив воспроизводства МСБ за счет вовлечения в разработку ресурсов УВС.

4. Сформировать методический инструментарий экономической оценки эффективности использования и воспроизводства запасов и ресурсов УВС, обеспечивающий обоснованность управленческих решений в системе нефтегазового сектора экономики.

Объект исследования - минерально-сырьевая база в системе нефтегазового сектора экономики.

Предмет исследования - управленческие и организационно-экономические отношения, формирующиеся в процессе развития МСБ нефтегазового сектора экономики.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Диссертация выполнена в соответствии с Паспортом специальности ВАК 5.2.3 -Региональная и отраслевая экономика (экономика промышленности): пункт 2.1. «Теоретико-методологические основы анализа проблем промышленного развития»; пункт 2.2. «Вопросы оценки и повышения эффективности хозяйственной деятельности на предприятиях и в отраслях промышленности»; пункт 2.4. «Закономерности функционирования и развития отраслей промышленности»; пункт 2.16. «Инструменты внутрифирменного и стратегического планирования на промышленных предприятиях, отраслях и комплексах».

Теоретико-методологическая база исследования. По теме исследования были изучены научные статьи отечественных и зарубежных авторов, опубликованные в аккредитованных журналах; были рассмотрены материалы научно-практических конференций и круглых столов, непосредственно связанные с отдельными положениями выполненной работы. В работе использовались методы сравнительного анализа, экспертных оценок, обобщения, классификации, статистического анализа.

Информационной базой исследования послужили статистические и аналитические материалы Роснедр, Минэнерго России, Минэкономразвития России, материалы ФГБУ «ВНИГНИ», а также результаты научных трудов ведущих специалистов в области экономики и управления минеральными

ресурсами, имеющие непосредственное отношение к проблематике диссертации.

Научная новизна исследования заключается в:

- комплексном анализе отечественных и зарубежных методик ТЭО эффективности освоения запасов и ресурсов УВС, а также определении ключевых по мнению автора экономических показателей, влияющих на результаты технико-экономической оценки в условиях изменчивой рыночной конъюнктуры;

- выявлении недостаточно эффективных положений действующей методики ТЭО эффективности разработки месторождений УВС, не позволяющих получать наиболее достоверную и полную информацию об эффективности использования МСБ нефтегазового сектора экономики;

- разработке методических рекомендаций по проведению экономической оценки эффективности развития МСБ нефтегазового сектора экономики и формировании методического инструментария, позволяющего определять уровень использования и потенциал воспроизводства МСБ нефтегазового сектора экономики в условиях меняющейся экономической среды.

Основные положения и результаты исследования, содержащие научную новизну и выдвигаемые на защиту:

1. Сформированы предложения по совершенствованию действующей методики ТЭО эффективности разработки месторождений УВС, направленные на унификацию исходных данных для экономической оценки, привязку показателей к меняющимся факторам экономической среды, повышение точности формулировок основных экономических понятий и изменение подхода к выбору рекомендуемого варианта разработки (п.2.1, 2.2 Паспорта специальностей ВАК РФ).

2. Разработан метод экономической оценки изменения эффективности использования МСБ нефтегазового сектора экономики при различных макроэкономических сценариях, который заключается в прогнозировании ожидаемого изменения технологических решений на основе экономических критериев, определяемых конъюнктурой рынка УВС, и последующей оценке технико-экономической эффективности (п.2.2, 2.4 Паспорта специальностей

ВАК РФ).

3. Предложен методический подход к экономической оценке перспектив воспроизводства МСБ за счет вовлечения в разработку ресурсов УВС, представляющий собой совокупность геолого-экономических методов оценки объема финансирования ГРР и эффективности освоения ресурсов УВС, а именно: метод оценки объема финансирования ГРР и метод экономической оценки изменения эффективности использования МСБ нефтегазового сектора экономики при различных макроэкономических сценариях (п.2.2, 2.4 Паспорта специальностей ВАК РФ).

4. Сформирован методический инструментарий экономической оценки эффективности развития МСБ нефтегазового сектора экономики, позволяющий определять уровень ее использования и потенциал воспроизводства в долгосрочной перспективе для решения управленческих задач, связанных с обеспечением минеральным сырьем потребностей экономики РФ. Подтверждена целесообразность применения методического инструментария для прогнозирования основных показателей эффективности развития МСБ (п.2.2, 2.4, 2.16 Паспорта специальностей ВАК РФ).

Теоретическая значимость научного исследования заключается в развитии методов экономической оценки МСБ нефтегазового сектора экономики, уточнении понятия «рентабельный период разработки эксплуатационного объекта», изменении подхода к определению уровня ставки дисконтирования, применяемой при проведении экономической оценки МСБ нефтегазового сектора экономики.

Практическая значимость. Результаты исследования могут применяться как государственными органами управления фондом недр, так и специалистами, занятыми в нефтегазовом секторе в процессе разработки стратегических программ, связанных с прогнозированием воспроизводства и использования МСБ. Положения исследования могут быть использованы при составлении отраслевых нормативных документов, методик и инструкций по проведению экономической оценки эффективности развития МСБ нефтегазового сектора экономики,

образовательными учреждениями высшего образования в процессе преподавания учебных дисциплин, связанных с оценкой экономической эффективности освоения запасов и ресурсов УВС.

Апробация работы. Результаты исследования излагались автором в форме докладов и тезисов на международных и национальных научных конференциях: «Региональная экономика в контексте современности» (г. Уфа, 2023 г.); «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 2022 г.); «XIX, ХУШ, XVII конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории ХМАО - Югры» (г. Ханты-Мансийск, 2019 г., 2018 г., 2017 г.); «Нефть и газ - 2017» (г. Москва, 2017 г.); «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Экономика. Геоэкология» (г. Новосибирск, 2017 г.).

Отдельные положения исследования использовались при выполнении Государственных контрактов, заключенных между ФГБУ «ВНИГНИ» и Роснедра для решения задач, возникающих при принятии управленческих решений в части развития МСБ нефтегазового сектора экономики, а также при формировании «Генеральной схемы развития нефтяной отрасли Российской Федерации на период до 2035 года».

Публикации результатов исследования. Результаты исследования опубликованы в 17 научных статьях суммарным объемом 4,99 п.л. (авторских -2,64 п.л.), из них 7 публикаций объемом 2,82 п.л. (авторских - 1,75 п.л.) из Перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, включающих десять параграфов, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы из 99 наименований. Материалы исследования представлены на 210 страницах и включают 37 таблиц, 60 рисунков, 4 формулы, 2 приложения.

ГЛАВА 1 ЭВОЛЮЦИЯ МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ К

ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА

ЭКОНОМИКИ

1.1. Методики технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений углеводородного сырья, утвержденные с момента перехода Российской Федерации к рыночной экономике

Параграф 1.1 построен на материалах публикации автора [88].

Развитие МСБ нефтегазового сектора экономики является основой для устойчивого обеспечения отраслей промышленности РФ необходимым сырьем, формирования экономически обоснованного баланса между внутренним потреблением и внешнеторговыми операциями. Ключевыми документами, регулирующими вопросы развития МСБ, являются «Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года» [63] и государственная программа «Воспроизводство и использование природных ресурсов» [57]. Основываясь на основных положениях данных документов, в рамках диссертационного исследования под развитием МСБ понимается процесс «своевременного воспроизводства и рационального использования» запасов и ресурсов полезных ископаемых.

Правовые и экономические основы рационального использования МСБ регулируются Законом РФ «О недрах» [51], согласно которому рациональное использование МСБ представляет собой комплекс мероприятий, которые условно можно отнести к следующим группам:

■ правовое регулирование предоставления недр в пользование;

■ обеспечение достоверности и качества учета минерально-сырьевой базы;

■ соблюдение природоохранных мероприятий при пользовании недрами;

■ повышение коммерческой и общественной эффективности пользования недрами.

Одним из инструментов, обеспечивающих достоверность и качество учета МСБ нефтегазового сектора экономики, является классификация запасов и ресурсов углеводородного сырья. Основными целями первой российской «Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» [59] было ускорение ввода месторождений в разработку, улучшение эффективности геологоразведочных работ (ГРР), достоверный учет запасов и ресурсов УВС, подготовка месторождений к промышленному освоению.

Классификация просуществовала до начала 2000-х годов, когда в 2001 г. была утверждена «Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов» [56].

В 2013 г. была разработана и утверждена «Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов» [58], вступившая в силу с 1 января 2016 г. Целью создания документа стало сближение российской и зарубежных методик оценки запасов и ресурсов углеводородного сырья посредством учета не только геолого-технических, но и экономических показателей, определяемых при текущей рыночной конъюнктуре [88]. В документе сохранилось действовавшее ранее разделение запасов на геологические и извлекаемые запасы, однако претерпело значительные изменения разделение запасов и ресурсов нефти и газа на категории.

Для обеспечения достоверности и качества учета углеводородного сырья в рамках утвержденных классификаций разрабатывались и совершенствовались методики ТЭО эффективности разработки месторождений УВС, устанавливающие порядок определения величины извлекаемых и рентабельно извлекаемых запасов (таблица 1).

Таблица 1 - Классификации запасов и ресурсов углеводородного сырья Российской Федерации и соответствующие им методики технико-экономической

оценки эффективности разработки месторождений углеводородного сырья

Классификация запасов и ресурсов Методика технико-экономической оценки

Название Год Название Год

Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов 1983 Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 1986

Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений 1996

Дополнение к Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений 1999

Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов 2001 Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 2007

Требования к составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти 2008

Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов 2013 Временные методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья 2016

Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья 2019

Источник: [88]

По результатам анализа ключевых положений представленных методик автором диссертации были определены основные факторы, влияющие на результаты экономической оценки:

■ основные принципы оценки;

■ макроэкономические условия расчета;

■ налоговый режим, при котором проводится оценка;

■ состав капитальных и эксплуатационных затрат;

■ итоговые показатели экономической эффективности;

■ выбор рекомендуемого варианта разработки.

В начале 1990-х гг. документом, регламентирующим методику экономической оценки эффективности разработки месторождений углеводородного сырья на территории РФ, являлся «Регламент составления проектных документов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» [75] (1986 г.) [88].

В регламенте [75] уделяется большое внимание внедрению достижений научно-технического прогресса, использованию эффективной техники и технологии, основных производственных фондов, материальных и трудовых ресурсов, что в совокупности направлено на достижение максимального народнохозяйственного эффекта.

Основные принципы расчета экономической эффективности в документе изложены кратко, рекомендации по обоснованию методики расчетов ссылаются на общепринятые методические рекомендации без указаний конкретных источников.

Выбор рекомендуемого варианта разработки производится на основе сравнения показателей экономической эффективности, при этом не указываются критерии, по которым должно производиться данное сравнение.

Одним из ключевых достоинств данной методики является достаточно подробно рассмотренное обоснование нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат, принимаемых для расчета экономических показателей. В частности, по тексту и в табличных приложениях приводятся направления нефтепромыслового обустройства, порядок определения сметной стоимости одного метра проходки, а также возможные источники обоснования уровня затрат. В отношении эксплуатационных затрат также приводится структура текущих затрат, порядок определения норм амортизационных отчислений, источники их обоснования. В целом состав капитальных вложений и эксплуатационных затрат соответствует действующим в отрасли нормам в настоящий момент времени.

В документе не рассматриваются макроэкономические условия расчета, налоговый режим. ТЭО эффективности разработки месторождений оценивается с

помощью системы специальных показателей, отражающих уровень народнохозяйственного эффекта:

■ годовая добыча;

■ ценность продукции (замыкающие затраты на нефть плюс оптовые цены на газ и конденсат);

■ совокупные затраты (сумма капитальных вложений и эксплуатационных затрат без реновации и отчислений на ГРР);

■ высвобождаемые затраты;

■ денежная оценка народнохозяйственного эффекта.

Данная система показателей не могла быть использована при переходе на рыночную экономику, так как не оценивает коммерческую эффективность проекта, в связи с чем в 1996 году был разработан новый нормативный документ, учитывающий зарубежный опыт оценки инвестиций: «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» [74] (далее - Регламент), в рамках которого была разработана «Методика экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений». Основой для данного документа послужили общие принципы финансовой оценки, широко используемые в период создания методики в зарубежной практике. В частности, при создании методики экономической оценки за основу брались работы В. Беренса, Г. Бирмана, Д. Стоуна, Р. Харрода, П.М. Хавранека, К. Хитчинга, С. Шмидта, сформулировавших теоретические основы оценки промышленных инвестиционных проектов в условиях рыночной экономики [6, 7, 82, 85]. Существенный вклад в развитие методических основ ТЭО эффективности инвестиционных проектов внесли такие отечественные ученые и экономисты как П.Л. Виленский, В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, И.В. Липсиц, С.А. Смоляк, А.И. Стешин, Т.С. Хачатуров, А.Г. Шахназаров и др. [8, 38, 40, 81, 86].

Согласно рассматриваемой методике, ТЭО возможно производить в «базисных, текущих (прогнозных), расчетных и мировых ценах» [74]. Расчет в базисных ценах применим только на начальной стадии оценки проектов

«(проекты пробной эксплуатации, опытно-промышленных работ)» [74]. Для проектов на 11-1У стадиях разработки предусматривается использование текущих цен, определяемых с помощью годового коэффициента инфляции. В целях обеспечения сравнимости показателей экономической эффективности инфляцию необходимо учитывать и при определении уровня затрат на разработку месторождения УВС.

Технико-экономическую оценку рекомендуется проводить не только в действующей системе налогообложения, но и в условиях ее изменения «(наличие льготного налогообложения или уменьшения налоговых ставок)» [74]. При этом в работе необходимо учитывать все льготы, предоставленные на разработку месторождения на момент проведения расчетов.

Учет капитальных и эксплуатационных затрат предусмотрен согласно сложившейся на сегодняшний момент практике оценки ТЭО эффективности разработки месторождений УВС. При этом в методике подробно расписаны направления затрат, а также приведены алгоритмы их вычисления.

Одной из особенностей рассматриваемого документа является возможность использования предприятием нескольких источников финансирования капитальных вложений, таких как собственные средства, кредиты, а также акции предприятия.

В документе вводится понятие «экономически обоснованной величины коэффициента нефтеизвлечения, определяемой за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего (годового) дисконтированного потока наличности» [74].

Выбор рекомендуемого варианта разработки производится на основе всех показателей экономической эффективности, однако ключевым является чистый дисконтированный поток наличности: чем он выше, тем вариант предпочтительнее к реализации. Окончательное решение о выборе рекомендуемого варианта разработки производится с учетом значения итоговой величины коэффициента извлечения углеводородного сырья из недр.

В отличие от последующих методик, документ предлагал различные подходы к определению основных критериев оценки, часть из которых не была регламентирована. В частности, при определении ставки дисконтирования рекомендовалось ориентироваться на средний уровень ссудного процента (процентной ставки), однако возможно было и произвольное определение нормы дисконта, в зависимости от принимаемого уровня риска.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Чернышова Екатерина Сергеевна, 2023 год

Источник: [93]

Возможный прирост запасов отмечен по 55 месторождениям, на рисунке 28 представлены 30 месторождений с наибольшим отклонением фактически утвержденных запасов от потенциально возможных. Более подробно пример был рассмотрен в материалах конференции [93].

9 000 8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

о\

90 Г5 90

Г5 тТ

00 90 £ «Я ^ 8 2 §

^ 3 ш

90

^ п

I- ¡/ч

^ ^ ¡Г)

П П П п п

^ « ^Г Ь 1П

Г2 '-о ^ ^ о\

"Я тТ тТ тТ $

П.пппп

чо

1-- 1--

п, П

1

о о

и И

о о

и

о

а Л

«

8 Ч О

и

О

а

<1>

и

<1>

и

90 Г5 ТТ Г5 Г5 Г5

м - й Я П « «

£ £ 40 "я ^ ^

Л « N (Ч N N N

Г5 90 О

О О^ ^ ГЧ ^н ^н ^н

П П П П П П П г-1Г-1г-| г-> г-| г-1

^ 1) 1) О О НИИ

> О о

« «

§ о о

8 8 °

иэ £ О § <

о о

и и

о о

в В

и Е

Л сЗ

£

о о и о ю о 8

£

РЭ

о

я

£

Й го

ш и О О

И и

0 о £ *

¿С

1

о

я

*

2

ООО

■ ■ я

я

и

0

(ч

м

1

я а РЭ

и о и

сЗ Ч ¡V сЗ

г Л

0 я

01 о н о о РЭ

№ I

о

я

*

2

и и

о о

и и

о о

£ «

й и

Л сЗ

М щ

9 & % е

и и о о

и и о о

о

о о

о я

л

с

сЗ го

.п сЗ £ ^

о =2

о а ш и

ш

и

8 и о а н о

о

о а

ё* и

и

0

(ч

м

1

и 8

о

и и и о о о о о

и и и и

о о о о

3

РЭ

а

о «

н о

н

(ч

„ —

й а

о *

о

(Г

о « „

сЗ сЗ

и о и о и

3

«

сЗ

ю

И О В

и и

о о

и и

о о

а в

О 8

шиши о о о о и и и и о о о о

£ РЭ

го

о в

л

в

сЗ го

в 8

I

о

в

*

2

в 8 и о

0

^

Рч

1

о и о

в

8 «

и

ш

н

в 8 в

ш «

о в

£ а

РЭ

Рисунок 28 - Возможный прирост величины извлекаемых запасов по ряду месторождений Ханты-Мансийского АО в 2017 году (30 месторождений с

наибольшим отклонением), тыс.т Источник: построено автором

Таким образом, показатель Топт, определяющий выбор рекомендуемого варианта разработки, наряду с остальными показателями экономической эффективности в ряде случаев не соответствует рациональному недропользованию. Смещение акцента с соблюдения грамотного пользования природными ресурсами на максимизацию прибыли инвесторов может привести к занижению величины утверждаемых запасов УВС.

Проведенный в диссертационной работе анализ основных экономических показателей, влияющих на результаты экономической оценки эффективности разработки месторождений УВС, выявил следующие недостатки действующей методики экономической оценки:

■ отсутствие унификации исходных данных для экономической оценки;

■ слабая зависимость экономических показателей от меняющихся факторов внешней среды;

■ неточность формулировок основных экономических понятий;

■ выбор рекомендуемого варианта разработки направлен на устойчивость проекта в условиях действующей системы налогообложения, а не на эффективность технологических решений.

В представленном виде методика не может быть рекомендована для использования в качестве инструмента, обеспечивающего достоверность и качество учета МСБ нефтегазового сектора экономики. Необходима тщательная проработка обозначенных выше вопросов с формированием предложений по совершенствованию действующей методики ТЭО эффективности разработки месторождений УВС.

2.2. Предложения по совершенствованию действующей методики технико-

экономической оценки эффективности разработки месторождений

углеводородного сырья

Параграф 2.2 построен на материалах публикации автора [91], а также на материалах публикации [90, 93], выполненной в соавторстве. Все используемые при написании параграфа материалы публикации [90, 93] были выполнены лично автором.

Предлагаемый комплекс основных показателей оценки эффективности разработки месторождений УВС направлен на усовершенствование действующей

методики ТЭО эффективности разработки месторождений УВС. При разработке предложений учитывались следующие факторы:

■ актуальность параметра при текущих макроэкономических условиях расчета;

■ степень реагирования параметра на меняющуюся внешнюю среду;

■ обоснованность параметра с точки зрения соблюдения требований по рациональному использованию МСБ;

■ обоснованность параметра с точки зрения интересов пользователя недр.

Результаты ТЭО эффективности разработки месторождений УВС РФ

широко используются при составлении различных межотраслевых прогнозов, статистических отчетов, при формировании стратегий развития различных отраслей экономики страны и др. Поэтому при оценке технико-экономической эффективности важно обеспечить сопоставимость результатов всех расчетов, утверждаемых в проектных документах.

Внешние условия расчета, такие как макроэкономические показатели и условия реализации товарной продукции, играют важную роль при проведении оценки эффективности разработки запасов УВС, поскольку они влияют не только на величину выручки, но и на ставки ключевых налогов отрасли.

По результатам анализа, представленного в параграфе 2.1, можно выделить три ключевых параметра, которые необходимо учесть при определении макроэкономических условий расчета:

■ источник уровня цен на УВС и курса доллара США;

■ период усреднения макроэкономических параметров;

■ дата, на которую приводятся макроэкономические параметры.

Сорта нефти, добываемые на территории РФ, отличаются не только по качеству и цене реализации, но и по направлениям и объемам поставки на внешнем рынке. Основными сортами нефти, реализуемыми на экспорт на момент проведения диссертационного исследования, являются Urals и ESPO. Нефть сорта Sokol, добываемая с проекта «Сахалин-1» экспортируется через порт Де-Кастри. Нефть сорта Siberian Light в основном используется при формировании сорта

Urals и лишь малая часть отправляется на экспорт в чистом виде [78]. Доля остальных сортов нефти в общем объеме реализации товарной продукции на экспорт незначительна. На рисунке 29 представлена диаграмма распределения сортов нефти в общем объеме экспорта страны в 2020 году.

Рисунок 29 - Распределение сортов нефти в общем объеме экспорта страны, % Источник: [80]

На основе информации по распределению сортов нефти в общем объеме экспорта страны и цен реализации товарной продукции согласно данным Информационного бюллетеня VYGON Consulting и Thomson Reuters за март 2020 [26] были определены средневзвешенная цена реализации нефти на экспорт и отклонение цен реализации сортов нефти от данного значения (таблица 18).

Согласно полученным расчетам, в связи с наибольшей долей реализации нефти сорта Urals, отклонение цены реализации данной марки от средневзвешенного значения составляет 1%. Следовательно, для обеспечения сопоставимости технико-экономических расчетов при подготовке ПТД возможно использование единого наиболее реализуемого сорта нефти для всех проектов.

Таблица 18 - Отклонение цены реализации сортов нефти на экспорт от средневзвешенного значения

Сорт нефти Доля реализации на экспорт, д. ед. Цена реализации на экспорт, долл./барр. Средневзвешенная цена реализации, долл./барр. Отклонение цены сорта нефти от средневзвешенного значения, %

Urals 0,84 63,29 64,03 -1%

Siberian Light 0,02 71,11 11%

Sokol 0,03 68,25 7%

ESPO 0,13 67,28 5%

Источник: составлено автором

Согласно п.3 ст.342 НК РФ, при расчете ставки НДПИ на нефть используются средние уровни цен нефти сорта «Юралс» и среднее значение курса доллара, определяемые на основе Писем ФНС России «О данных, необходимых для исчисления НДПИ в отношении нефти» [46].

Согласно п.2 ст.3.1 Закона РФ «О таможенном тарифе», «при установлении ставок вывозных таможенных пошлин на нефть сырую и отдельные категории товаров, выработанных из нефти» [54], также используется средняя цена на нефть сорта «Юралс» на мировых рынках нефтяного сырья.

Таким образом, поскольку при расчете ставки НДПИ и ставки экспортной пошлины используется средняя цена на нефть определенного сорта вне зависимости от качества добываемой продукции и направлений его реализации, предлагается в качестве единого источника уровня цен на нефть сырую при составлении ПТД разработки месторождений УВС использовать данные Писем ФНС России. Значение курса доллара США к рублю РФ определять на основе данных Центрального банка РФ (ЦБ РФ), которые также отображаются в Письмах ФНС «О данных, необходимых для исчисления НДПИ в отношении нефти».

Основываясь на сравнительном анализе, представленном в параграфе 2.1, а также динамики изменения текущих цен на нефть (рисунок 9), в качестве периода усреднения макроэкономических параметров предлагается использовать 12 месяцев, поскольку данный временной промежуток позволяет отследить текущую

макроэкономическую ситуацию и в то же время не чувствителен к кратковременным колебаниям курса доллара США и цен на УВС.

Кроме того, на предприятиях при составлении отчетных документов (например, калькуляция себестоимости добычи) используются средние значения за предшествующий календарный год. Таким образом, использование периода усреднения макроэкономических параметров, равного 12 месяцев, будет соответствовать периоду усреднения уровня затрат, что делает их сопоставимыми между собой.

Согласно ст.15 ФЗ «О бухгалтерском балансе» [47], «отчетным периодом для годовой бухгалтерской (финансовой) отчетности (отчетным годом) является календарный год - с 1 января по 31 декабря включительно» [47]. Поскольку пунктом 6.12.1.3 Правил предусматривается обоснование удельных значений капитальных, текущих и внереализационных (ликвидационных) расходов, то для расчета технико-экономической эффективности, как правило, предоставляются данные, сформированные на основе данных годовой бухгалтерской (финансовой) отчетности по состоянию на 31 декабря года, предшествующего году расчетов. В связи с этим для определения уровня макроэкономических параметров, используемых в расчетах, предлагается использовать аналогичный временной интервал - 12 календарных месяцев года, предшествующего году начала расчетов. Для обеспечения сопоставимости уровня доходов и расходов проекта данный период должен быть также применен и при определении ежемесячных показателей, применяемых для расчета налогов и платежей.

Таким образом, при формировании макроэкономических условий расчета предлагается использовать средние значения цены на нефть и курса доллара США согласно Письмам ФНС за период 12 календарных месяцев года, предшествующего году составления проектно-технологической документации. Использование одинаковых параметров при проведении экономической оценки позволит сопоставлять между собой результаты оценки эффективности разработки месторождений УВС в пределах одного года, а также отслеживать влияние внешних условий расчета на структуру запасов в динамике по годам.

Помимо определения уровня макроэкономических показателей в целях повышения точности результатов оценки в условиях меняющейся рыночной конъюнктуры автором предлагается подход к определению уровня ставки дисконтирования, изложенный в публикации автора [91].

Ставка дисконтирования, используемая при оценке эффективности использования МСБ, должна характеризоваться рядом признаков, позволяющих использовать ее в качестве уравнителя при сравнении проектов разработки месторождений УВС, отличающихся между собой по различным параметрам.

Во-первых, уровень ставки дисконтирования должен быть единый для всех технических проектов разработки, выполняемых на одну дату (на начало календарного года), что обеспечит сопоставимость результатов экономических расчетов.

Во-вторых, поскольку технико-экономические расчеты проводятся при текущих условиях внешней и налоговой среды, ставка должна быть гибкой и оперативно адаптироваться к возможным колебаниям внешней среды.

В-третьих, ставка должна учитывать возможную прибыль от других вариантов использования вложенных средств.

Пользователи недр, обычно, обращаются к кредитным организациям для финансирования разработки месторождений УВС, так как это требует значительных инвестиций. Чтобы оценить уровень доходности инвестиций, целесообразно использовать процентную ставку, по которой пользователи недр получают заемные деньги. Однако эти значения могут сильно отличаться от проекта к проекту, поэтому предлагается использовать ключевую ставку, устанавливаемую Центральным Банком Российской Федерации (ЦБ РФ) [70], как единый источник. Эта ставка является основным показателем денежно-кредитной политики РФ. При этом данная ставка должна быть скорректирована на величину риска.

При принятии решений о ключевой ставке ЦБ РФ учитывает изменения в уровне инфляции и состоянии экономики, сравнивая их с прогнозами, а также оценивает риски, связанные с внешними условиями и возможного воздействия на

финансовые рынки [69]. Динамика изменения значений ключевой ставки, установленной ЦБ РФ, начиная с 1 января 2014 года по 1 января 2022 года [36], представлена на рисунке 30.

0 0 0 0 0 0 0 0 0

<N<N<N<N<N<N<N<N<N

ООООООООО

Рисунок 30 - Ключевая ставка ЦБ РФ, начиная с 01.01.2014 г по 01.01.2022 г, % Источник: [91]

Уровень ключевой ставки, определяемый ЦБ РФ, отражает совокупность факторов, таких как динамика инфляции, денежно-кредитные условия, экономическая активность и инфляционные риски, на момент его установления. Если экономическая среда меняется и становится более нестабильной, то уровень ставки может подвергаться частым изменениям.

Для оценки размера дополнительной надбавки за риск, связанный с применяемой схемой разработки месторождения УВС, были изучены данные о несоответствии фактических уровней добычи нефти утвержденным уровням, указанным в ПТД на разработку месторождений УВС [62] (таблица 19).

Таблица 19 - Отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных

Показатель 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Добыча согласно ПТД, млн т 519 517 517 514 532 534 523

Фактическая добыча, млн т 503 505 513 513 521 526 476

Отклонение, % 3% 2% 1% 0% 2% 1% 9%

Источник: [91]

Большое расхождение 2020 года, вызванное вступлением в силу соглашения альянса ОПЕК+. Это внешнеэкономический фактор, который учитывается при определении уровня ключевой ставки ЦБ РФ, но не должен учитываться при определении надбавки за технологический риск. Дополнительно были проанализированы объемы добычи тонны условного топлива (ТУТ) по различным сценариям прогнозов социально-экономического развития РФ (таблица 20).

Таблица 20 - Отклонение тонны условного топлива согласно ежегодным прогнозам социально-экономического развития Российской Федерации

Показатель Сценарий 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Добыча нефти, млн т базовый 528 551 551 557 562 518

Добыча нефти, млн т консерват. 526 548 547 555 560 517

Добыча газа, млрд м3 базовый 643 648 664 710 727 728

Добыча газа, млрд м3 консерват. 633 641 663 684 699 698

Тонна условного топлива базовый 1 497 1 535 1 554 1 616 1 643 1 581

Тонна условного топлива консерват. 1 483 1 523 1 547 1 583 1 607 1 546

Отклонение ТУТ, % 1% 1% 0% 2% 2% 2%

Источник: [91]

На основе проведенного анализа двух отраслевых документов была определена минимальная для добывающих отраслей величина технологических рисков, равная 2%. Полученное значение соответствует тенденции развития сектора добычи УВС в последние годы и может быть использовано для учета возможных несоответствий уровней добычи УВС планам пользователей недр, несмотря на то, что связь между реально осуществляемыми денежными вложениями и получаемыми уровнями отбора не является линейной.

Сумму средневзвешенной ключевой ставки ЦБ и РФ и минимальной дополнительной надбавки за риск предлагается округлять до целого числа, кратного 5, в большую сторону. Это позволит сгладить колебания рыночной конъюнктуры в краткосрочной перспективе.

Проанализировав динамику изменения ключевой ставки, устанавливаемой ЦБ РФ, по годам и скорректировав данную величину на надбавку за риск, были получены итоговое значение нормы дисконта (таблица 21).

Таблица 21 - Расчет ставки дисконтирования

Год Средневзвешенная ключевая ставка, % Надбавка за риск, % Расчетная ставка дисконтирования, % Итоговая ставка дисконтирования с учетом округления, %

2014 7,85 2 9,85 10

2015 12,69 2 14,69 15

2016 10,58 2 12,58 15

2017 9,14 2 11,14 15

2018 7,42 2 9,42 10

2019 7,33 2 9,33 10

2020 5,06 2 7,06 10

2021 5,73 2 7,73 10

Источник: [91]

Более подробно пример и выводы по результатам проведенных расчетов представлены в публикации автора [91].

Таким образом, ставку дисконтирования при проведении ТЭО эффективности разработки месторождений УВС предлагается определять, как сумму средневзвешенного значения ключевой ставки ЦБ РФ за год, предшествующий году проведения расчетов, и надбавки за технологический риск, равной 2%. Ставка округляется до целого числа, кратного 5, в большую сторону. При этом ставка дисконтирования, являясь одним из макроэкономических показателей, должна пересматриваться ежегодно, чтобы учитывать текущие условия внешней среды и основные показатели бюджетной политики РФ.

Предлагаемый автором подход направлен на повышение актуальности основных показателей ТЭО эффективности разработки месторождений УВС.

Следующий показатель, который, по мнению автора, нуждается в уточнении - рентабельный период разработки. В параграфе 2.1 были подробно рассмотрены спорные моменты и неточности формулировки, присутствующие в действующих методических рекомендациях. На основе проведенного анализа предлагается уточнить и скорректировать порядок определения рентабельного периода разработки эксплуатационного объекта.

1. В случае, если в течение проектного срока при выполнении требований утвержденного ПТД имеет место чередование периодов получения положительных и отрицательных годовых дисконтированных денежных потоков, в рентабельный срок включаются также периоды получения отрицательных потоков, если сумма годовых дисконтированных потоков в пределах таких периодов компенсируется суммой годовых дисконтированных положительных потоков следующего за ним периода.

2. Правила являются основным документом, регламентирующим порядок определения величины извлекаемых и рентабельно извлекаемых запасов на государственный баланс. Согласно п. 5.5.12. «Рентабельно извлекаемые запасы по месторождению в целом определяются как сумма рентабельно извлекаемых запасов для рекомендуемых вариантов разработки отдельных ЭО». Таким образом, единицей оценки в данном случае является эксплуатационный объект, а не месторождение в целом. Поскольку величина рентабельно извлекаемых запасов, определенная по денежному потоку месторождения в целом, может не соответствовать сумме рентабельных запасов, определенных по денежным потокам отдельных эксплуатационных объектах, предлагается исключить определение этого показателя в рамках подготовки проектно-технологической документации на разработку месторождений УВС согласно «Правилам подготовки <...>».

3. В целях предотвращения постановки на государственный баланс недостоверной величины рентабельных запасов УВС по объектам, содержащим

газовую шапку или нефтяную оторочку и разрабатываемым самостоятельной сеткой скважин, предлагается определять величину рентабельно извлекаемых запасов на основе раздельной технико-экономической оценки нефтяного и газового промыслов эксплуатационного объекта.

Представленные положения повысят достоверность определения величины РИЗ углеводородного сырья РФ, а также позволят избежать неточности их учета при постановке на государственный баланс.

Помимо обозначенных выше параметров, существенную роль при проведении ТЭО оказывает подход к определению варианта, рекомендуемого к утверждению. Согласно Правилам, определение рекомендуемого варианта осуществляется путем определения максимального значения показателя Топт, рассчитанного на основе нормированных показателей технико-экономической оценки за рентабельный период разработки. При этом, согласно проведенному анализу в параграфе 2.1, в ряде случаев данный показатель способствует снижению величины рентабельно извлекаемых запасов, что противоречит принципам рационального недропользования.

В научном сообществе неоднократно поднимался вопрос корректности применения интегральных показателей для выбора рекомендуемого варианта разработки месторождений УВС. Качественный анализ применимости интегральных показателей представлен в работах В.Ф. Дунаева [24], О. С. Анашкина и С.М. Рохлина [2].

В структуре затрат, связанных с процессом разведки и разработки месторождений, содержащих нефть, на долю налоговых платежей и отчислений приходится более 40% (рисунок 31) [87].

При этом данная величина может значительно варьироваться в зависимости от географических, геолого-физических, инфраструктурных и прочих условий, что в большой степени влияет на результаты ТЭО. В соответствии с этим, при определении схемы разработки месторождения наибольшую роль играет устойчивость варианта в условиях действующего налогового режима, а не

непосредственно оптимальная система размещения проектного фонда скважин и других технологических решений.

Рисунок 31 - Типовая структура затрат, связанных с процессом разведки и разработки месторождений, содержащих нефть, % Источник: построено автором

В последние годы в отрасли наблюдается тенденция к «точечному» налоговому стимулированию, в результате чего эффективность непосредственно технологических решений уходит на второй план, утверждаются варианты, ориентированные на получение больших налоговых преференций.

Для сопоставления вариантов разработки эксплуатационных объектов с точки зрения оптимизации технологических решений и снижения общего уровня производственных затрат предлагается использовать ЧДД, рассчитанный за рентабельный период разработки объекта, без учета налогов и платежей. В упрощенном виде показатель определяется как сумма ЧДД и ДДГ, определенные за рентабельный период разработки.

Согласно теории ограничений Э. Голдратта, «сумма локальных оптимумов системы не дает глобального оптимума всей системы» [21]. Поскольку интегрированный показатель Топт определяется на основе нормированных

показателей ЧДД и ДДГ, при этом показатели ЧДД и ДДГ взаимосвязаны, сумма их нормированных значений будет давать меньший эффект, чем их алгебраическая сумма. В результате в качестве рекомендуемого варианта могут быть выбраны не самые эффективные технологические решения.

В качестве примера было рассмотрено одно из месторождений Ханты-Мансийского АО. Согласно Правилам, по результатам технико-экономической оценки был утвержден 3 вариант разработки, характеризующийся наибольшим значением показателя интегральной оптимальности Топт. При этом наибольший вес при определении данного показателя сыграл ЧДД, определенный на конец расчетного периода. Вариантом предусматривается проведение наиболее эффективного бурения в первые годы разработки объекта с переносом основного объема разбуривания за окончание рентабельного периода.

Для оценки эффективности непосредственно технологических решений и уровня затрат на их реализацию для всех вариантов был определен чистый дисконтированный доход без учета налогов и платежей, согласно которому наиболее эффективным является вариант 1, предусматривающий проведение всего объема буровых работ в начальный период разработки объекта. Кроме того, по данному варианту достигается наибольшее извлечение запасов из недр при положительном доходе пользователя недр (таблица 22). Более подробно данный пример был представлен в материалах конференции [93].

Следует отметить, что практика использования показателей, не учитывающих налоговые платежи и другие виды отчислений (например, показатели EBIT и EBITDA), широко распространена при проведении банковской оценки финансовых результатов деятельности различных предприятий одной отрасли, ведущих свою деятельность в разных странах. Главным аспектом при использовании данных показателей является возможность оценки результатов от операционной деятельности компании.

Таблица 22 - Выбор рекомендуемого варианта разработки

Показатель Ед. изм. Вариант 0 Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Добыча нефти тыс. т 6 282 21 102 20 900 20 900

ЧДД за рентабельный срок млн руб. 14 006 6 726 8 623 15 130

ДДГ за рентабельный срок млн руб. 38 087 70 894 39 210 53 828

Топт д. ед. 1,463 1,445 1,123 1,759

ЧДД + ДДГ за рент. срок млн руб. 52 093 77 620 47 833 68 959

Источник: [93]

Поскольку при расчете ЧДД без учета налогов и платежей учитываются инвестиционные и операционные затраты, связанные непосредственно с разработкой оцениваемого объекта, выбор рекомендуемого варианта на основе данного показателя отображает эффективность применяемых технологических решений, что соответствует принципам рационального использования МСБ. Максимизация данного показателя связана со снижением удельного значения производственных затрат, что выгодно для недропользователя. Государство, в свою очередь, может регулировать структуру налоговых отчислений и платежей на основе полученного дохода пользователя недр. Так как показатель определяется за рентабельный период разработки, учитывается положительный экономический эффект для всех участников недропользования.

Рассмотренный подход неоднократно предлагался различными представителями научного сообщества, однако до сих пор не был реализован на практике в основных регламентирующих документах отрасли. Следует отметить, что в соответствии с экономической теорией и методологией комплексной оценки экономической эффективности требуется более полный учет составляющих в системе «затраты-результаты», включающий в себя экологические риски и эффекты от реализации проекта в смежных отраслях. Более подробно данный вопрос был рассмотрен в научной статье [90].

Вместе с тем, с позиции выбора оптимальных технологических решений по разработке наиболее корректным и реализуемым видится использование суммы денежных потоков недропользователя и государства, позволяющей оценивать

наиболее полный народнохозяйственный эффект в эволюционных условиях относительно малых изменений (приращений) [90].

Таким образом, в рамках ТЭО эффективности разработки месторождений УВС предлагается выбирать рекомендуемый вариант разработки на основе максимального значения чистого дисконтированного дохода без учета налогов и платежей, определяемого как сумма чистого дисконтированного дохода недропользователя и дисконтированного дохода государства за рентабельный срок.

Разработанные автором предложения по совершенствованию действующей методики ТЭО эффективности разработки месторождений УВС направлены на унификацию входных параметров экономической оценки, привязку показателей к меняющимся факторам экономической среды, повышение точности формулировок основных экономических понятий и изменение подхода к выбору рекомендуемого варианта разработки (таблица 23).

Учет предлагаемых автором изменений позволит использовать утвержденные ПТД на разработку месторождений УВС в качестве единой базы технологических и экономических показателей, отражающей тенденции использования МСБ нефтегазового сектора в долгосрочной перспективе. Данная информация может быть применена для составления прогнозов развития МСБ углеводородного сырья, используемых для обеспечения потребностей отраслей экономики РФ, а также для решения других задач долгосрочного прогнозирования, связанных с нефтегазовым сектором экономики.

Сформированные предложения повысят полноту, актуальность и достоверность показателей рационального использования МСБ нефтегазового сектора экономики, что будет способствовать достижению стратегической цели развития МСБ согласно Стратегии.

Таблица 23 - Предложения по совершенствованию действующей методики технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений

углеводородного сырья

Показатель «Правила подготовки технических проектов разработки месторождений УВС» (2019 г.) [68] Предложения по совершенствованию методики

1 2 3

Макроэкономические показатели Используются средние значения цен на УВС и курса российского рубля за 12 календарных месяцев, предшествующих дате подготовки ПТД (или по состоянию на 1 января года представления ПТД). Средний уровень цен на УВС определяется пользователями недр самостоятельно на основе цен покупки и продажи на экспортных рынках УВС, а среднее значение обменного курса российского рубля определяется по официальным данным ЦБ РФ (п.5.5.4). Использовать средние значения цены на нефть и курса доллара США согласно Письмам ФНС за период 12 календарных месяцев года, предшествующего году составления ПТД на разработку месторождения УВС.

Ставка дисконтирования Для расчета дисконтированных показателей экономической эффективности ставка дисконтирования принимается на уровне 10% в реальном выражении (п.5.5.10). Ставку дисконтирования определять ежегодно как округленную до целого числа, кратного 5, сумму средневзвешенного значения ключевой ставки Центрального банка РФ за год, предшествующий году составления ПТД, и надбавки за риск, равной 2%.

Критерий выбора рекомендуемого варианта разработки Рекомендуемый вариант разработки определяется, как вариант разработки с максимальным значением интегрального показателя Топт (п.5.5.11). Рекомендуемый вариант разработки определять, как вариант разработки с максимальным значением суммы ЧДД и ДДГ, определенных за рентабельный период разработки.

Продолжение таблицы 23

1 2 3

Рентабельный 1. Понятие «рентабельный 1. Отказаться от понятия

период период разработки «рентабельный период разработки

разработки месторождения» не коррелирует с месторождения» при определении

величиной рентабельно величины рентабельно

извлекаемых запасов в целом по извлекаемых запасов. Определять

месторождению. рентабельный период разработки только для эксплуатационного объекта.

2. В случае, если в течение 2. В случае, если в течение

проектного срока при выполнении проектного срока при выполнении

требований утвержденного ПТД требований утвержденного ПТД

имеет место чередование имеет место чередование периодов

периодов получения получения положительных и

положительных и отрицательных отрицательных годовых

годовых денежных потоков, в дисконтированных денежных

рентабельный срок включаются потоков, в рентабельный срок

также периоды получения включаются также периоды

отрицательных потоков, если получения отрицательных потоков,

сумма годовых потоков в если сумма годовых

пределах таких периодов дисконтированных потоков в

компенсируется суммой годовых пределах таких периодов

положительных потоков компенсируется суммой годовых

следующего за ним периода дисконтированных

(п.5.5.1). положительных потоков следующего за ним периода.

3. Не учитываются 3. Определять величину

особенности определения рентабельно извлекаемых запасов

рентабельного периода разработки на основе раздельной ТЭО

по объектам, содержащим нефтяной оторочки и газовой

газовую шапку или нефтяную шапки эксплуатационного

оторочку. объекта.

Источник: составлено автором

ГЛАВА 3 ПОДХОДЫ К ФОРМИРОВАНИЮ СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗВИТИЯ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА ЭКОНОМИКИ

3.1. Проблематика определения уровня удельных стоимостных показателей

капитальных и текущих затрат

Параграф 3.1 построен на материалах публикации [23], выполненной в соавторстве. Все используемые при написании параграфа материалы публикации [23] были выполнены лично автором.

При проведении ТЭО эффективности развития МСБ нефтегазового сектора экономики помимо макроэкономических показателей и условий реализации товарной продукции важную роль играет уровень капитальных и текущих затрат проекта. Проанализировав процесс формирования удельных значений стоимостных показателей, можно выделить ряд проблем, связанных с достоверностью нормативов, используемых при оценке.

На практике, как правило, выделяют два подхода к определению уровня капитальных затрат, которые потребуются для реализации технологических решений: усредненный расчет по основным направлениям промыслового обустройства месторождения и поштучный учет всех зданий/сооружений/трубопроводов, планируемых к строительству. Второй подход является более точным и позволяет свести к минимуму риски увеличения инвестиционных вложений в процессе реализации проекта, однако является более трудоемким. Поэтому при проведении ТЭО чаще прибегают к первому методу учета затрат (по основным направлениям промыслового обустройства). В связи с тем, что статьи затрат определяются по укрупненным показателям, производимый расчет является менее достоверным и повышает риски незапланированного роста

капитальных вложений в проект. В материалах публикации [34], выполненной в соавторстве, были рассмотрены преимущества и недостатки применяемых на практике методов оценки затрат инвестиционных проектов нефтегазовой отрасли.

Для сведения к минимуму возможного расхождения запланированного уровня инвестиций и реальных капитальных вложений при разработке месторождений УВС в отрасли наблюдается тенденция к большей детализации проектных документов в части промыслового обустройства. ВМР частично попытались разрешить данную проблему. Так, при расчете экономической эффективности проекта предлагается выделять дополнительные статьи затрат, которые ранее входили в состав более крупной группы.

Если ранее стоимость строительства эксплуатационной скважины была представлена единым показателем, рассчитанным на метр проходки, в настоящее время методикой предусматривается отдельный учет таких статей затрат, как:

■ подготовительные и вышкомонтажные работы;

■ бурение и крепление скважины;

■ освоение скважины;

■ прочие затраты при строительстве эксплуатационной скважины.

Авторы ВМР подробно разобрали затраты, формируемые в процессе

бурения скважин, однако не уделили должного внимания объектам промыслового обустройства, доля которых в общих затрат капиталовложений проекта может достигать порядка 50% (рисунок 32).

Согласно ВМР, такое направление промыслового обустройства, как сбор и транспорт УВС, предлагается рассчитывать на количество вводимых скважин, однако логичнее учитывать количество кустовых площадок и площадь месторождения, расположение участка недр. Затраты на подготовку нефти к транспорту включают в себя строительство ЦПС, УПН и других объектов, при строительстве которых учитывается ожидаемая мощность установок, измеряемая в объеме добываемого флюида, а не в количестве проектируемых скважин на месторождении.

3 4%°'30/° 0,2% 3,8% \ /!_,_—1,2% 3,20% * *

7,6—

26,5%

53,8%

ГРР

Бурение скважин

Кусты скважин

Объекты основного производства

Объекты вспомогательного назначения

Энергоцентр

Трубопроводы

Дороги

Доля затрат на ■ ЛЭП

обустройство - 46,2%

Рисунок 32 - Пример структуры капитальных затрат на месторождении в ХМАО Источник: [23]

В современных условиях при наличии данных по профилю добычи и фонду скважин даже на начальных этапах освоения участков недр достаточно подробно прорабатывается вопрос промыслового обустройства месторождения. Создаются концептуальные схемы размещения основных установок и блоков электропитания, планируются протяженных выкидных линий, внутрипромысловых нефтепроводов и водоводов. Для каждого строительного объекта определяются основные факторы, включающие в себя местоположение и требования к внешней инфраструктуре, которые имеют влияние на конечную стоимость проекта.:

■ для кустовых площадок - количество скважин и объем отсыпки;

■ для нефтесборных сетей и водоводов - диаметр, толщина стенок, протяженность;

■ для объектов энергетического хозяйства - мощность высоковольтных линий, необходимый уровень энергообеспечения месторождения и др.

Таким образом, при расчете уровня инвестиционных вложений, необходимых для разработки месторождений УВС, предлагается переходить от укрупненного расчета статей затрат к пообъектному. Такой подход повысит точность оценки и информативность проектных документов. Кроме того, появится возможность сопоставления уровня затрат месторождений-аналогов, расположенных в одном регионе.

Повышение детализации способствует уточнению результатов ТЭО, что влечет за собой повышение трудоемкости процесса и возрастает вероятность технической ошибки. Следовательно, детальный расчет удельных нормативов по каждой статье затрат требует систематизированного подхода к обработке исходной информации, который на текущий момент времени используется единичными компаниями и не регламентирован нормативными документами.

Еще одной проблемой, возникающей в процессе определения уровня затрат на месторождении, является отсутствие базы отраслевых нормативов, на которую можно было бы ориентироваться при отсутствии подходящих аналогов в регионе или в целях сравнения ожидаемого уровня инвестиций со среднеотраслевыми показателями. ВМР и наследующие их решения Правила не предлагают варианты обоснования используемых в расчетах нормативов капитальных и текущих затрат, что может привести к их искусственному завышению (занижению).

Различия нормативов, принятых в компании, и среднеотраслевых показателей влечет за собой снижение качества достоверности геолого-экономической оценки, что отразится как на итоговой экономической эффективности объекта, так и на ожидаемой величине налоговых поступлений. Так, например, компания, ориентируясь на внутренние удельные нормативы, получив отрицательный результат от ожидаемой разработки месторождений будет рассчитывать на получение налоговых льгот и преференций различного уровня. Тогда как проект, рассчитанный на среднеотраслевые показатели, может оказаться положительным и компании достаточно будет провести анализ поставщиков и подрядчиков, вместо возможного отказа от разработки объекта (рисунок 33).

нормативов затрат проекта, млрд руб.

Источник: [23]

Однако возможна и обратная ситуация, когда пользователь недр искусственно завышает итоговые показатели экономической эффективности за счет уровня удельных показателей капитальных и текущих затрат. В результате ожидаемая бюджетная эффективность от реализации проекта окажется ниже планируемой, что сформирует дефицит бюджета [23] (рисунок 34). Более подробно пример был рассмотрен в публикации [23].

В публикации [29], выполненной в соавторстве, были рассмотрены дополнительные примеры зависимости экономической эффективности проекта от выбранного источника удельных стоимостных показателей.

□ Нормативы по компании □ Нормативы по субъекту РФ

18 000 16 000 14 000 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0

15 488

13 294

2 936 2 634

Чистый дисконтированный доход пользователя недр