Ерошевский С.А.

Доцент кафедры экономики промышленности

Самарского государственного экономического университета

Оценка месторождений углеводородного сырья

при определении производственного потенциала

нефтегазодобывающих предприятий

В последние годы распорядители недр (федеральные и местные государственные органы) проявляют значительный интерес к непосредственно денежной оценке неразведанных ресурсов (запасов предполагаемых месторождений) углеводородов. Под такой оценкой понимают товарную (рыночную) стоимость нефти в недрах, принимая в качестве базы для расчетов среднемировую цену как универсальный показатель потребительской стоимости, учитывающий весь комплекс экономических, социальных и прочих составляющих.

Анализируя современную теорию и практику рыночной экономической оценки ресурсов, можно сделать выводы:

- природные ресурсы рассматриваются как месторождения полезных ископаемых, если они обеспечивают при освоении получение достаточной прибыли;

- прибыль – главный критерий определения ценности любого месторождения. Величина прибыли зависит как от геолого-технических параметров месторождений, так и от рыночных цен, из-за неустойчивости которых представления о рентабельности месторождений и их предельных эксплуатационных параметрах нестабильны и в зависимости от конъюнктуры могут меняться в ту или иную сторону;

- основные методы экономической оценки месторождений базируются на современной теории эффективности инвестиций.

Как свидетельствует теория невозобновляемых природных ресурсов, любые инвестиции и вложения в их изучение – суть отвлечение ресурсов из сегодняшнего потребления с целью увеличения производительности и прибыли в будущем. На рынке невозобновляемых ресурсов в нормальных экономических условиях существует схема: ресурсы либо можно использовать немедленно, увеличивая сегодняшнее суммарное потребление, либо их можно законсервировать, сделав доступными для производства будущих благ.

Как немедленное использование, так и консервация невозобновляемых ресурсов (в данном случае нефти) имеют свои преимущества:

- при немедленном использовании этих ресурсов, направленном на расширение текущего потребления, решающее значение приобретает повышение оценки сегодняшнего потребления относительно будущего;

- при немедленном использовании невозобновляемых ресурсов, направленном на расширение инвестиций, ускоряется первоначальное накопление капитала, которое само по себе позволяет увеличить производство в будущем;

- при консервации невозобновляемых ресурсов существует возможность их использования в будущем, когда они окажутся более ценными и выгодными, нежели имеющиеся на сегодняшний день. По мере истощения запасов невозобновляемых ресурсов стоимость их единицы для будущих пользователей будет расти.

Таким образом, оптимальное использование невозобновляемых ресурсов состоит в точной корректировке и балансе плюсов и минусов их немедленного использования. Оценку следует начинать с изучения геологических особенностей месторождения. Это связано с тем, что отдельные элементы экономических критериев (например, капитальные вложения, себестоимость 1 т и др.) напрямую определяются геологическими и природными особенностями.

Вместе с тем следует учитывать, что информация, лежащая в основе количественных оценок ресурсов разных категорий, существенно различается по полноте и достоверности исходного фактического материала. Поэтому при разработке способов и критериев оценки детальной структуры ресурсов следует ориентироваться на использование минимума геологических сведений и зависимостей для того, чтобы их можно было применять в любых информационных ситуациях.

Достоверность экономических оценок при учете всей имеющейся геологической и технико-экономической информации выше, чем при более упрощенных способах. Однако и в этих случаях возможны крупные просчеты, обусловленные самими величинами прогнозируемых ресурсов и других исходных данных.

При выборе экономических критериев оценки месторождений углеводородного сырья следует опираться, в первую очередь, на традиционные методы оценки эффективности в условиях рыночной экономики. Вместе с тем необходимо учитывать и специфику отрасли.

Для экономической оценки месторождения как составной части производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия применяются общепринятые показатели рыночной экономики: чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности; удельные показатели - стоимость единицы запаса и др.; натуральные показатели - величина извлекаемых запасов природных ресурсов.

Последние показатели необходимы для дальнейших расчетов общей величины потенциала и не позволяют получить однозначную оценку самого месторождения как его составной, определяющей части. В качестве такого обобщающего оценочного показателя, очевидно, следует принять чистый дисконтированный доход. Причем его необходимо использовать и в абсолютном выражении, и в относительном - на единицу добываемых ресурсов.

Однако определение чистого дисконтированного дохода (ЧДД) в нефтегазодобыче имеет свои особенности, что связано с отраслевой спецификой. Кроме того, необходимо учитывать и особенности современного этапа развития экономики. Рассмотрим возможное построение методических подходов к оценке месторождений углеводородного сырья и эффективности его освоения на основе использования ЧДД с учетом вышесказанного.

Если Q(t) является переменной величиной относительно года t, то основным показателем оценки месторождений углеводородного сырья и эффективности их освоения является ЧДД.

(1)

где Е, - норматив приведения.

(2)

где Ц_it - оптовые цены i-гo полезного компонента в t-м году;

ПД_it - потенциал добычи i-го полезного компонента в t-м году в натуральном выражении;

И_it - сумма текущих затрат эксплуатационных, без отчислений на реновацию (S_it), на геологоразведочные работы (воспроизводство минерально-сырьевой базы) и капитальный ремонт (К).

(3)

Основным критерием целесообразности освоения запасов в этом случае является максимальный ЧДД по анализируемому месторождению.

Определение потенциала добычи (в натуральном выражении) – более сложный этап (рис. 1).

Потенциал нефтедобычи
Впервые осваиваемые месторождения	Стабильно разрабатываемые
Вероятностные методы (на основе данных геологоразведки)	Статистические методы

Рис. 1. Методы определения потенциала добычи

Здесь следует выделять два типа анализируемых месторождений - впервые осваиваемые и месторождения, уже стабильно разрабатываемые на протяжении определенного периода времени. В первом случае потенциал добычи может быть определен исходя из данных геологоразведочных работ о наличии нефти и газа, во втором - исходя из имеющейся статистической и другой информации.

Для впервые осваиваемого месторождения данные геологоразведки являются определяющими, но не достаточными. Даже после проведения геологоразведочных работ можно считать данное месторождение нефтяным или газовым с определенной степенью допущения, с определенной вероятностью.

Потенциал добычи (ПД) можно определять по формуле

(4)

где Р_it - вероятность достижения прогноза геологоразведки в i-м году по t-м углеводородным ресурсам;

q_it - прогнозный объем добычи в I-м году t-углеводородного ресурса или в стоимостном виде:

(5)

где Р_Н - вероятность достижения прогноза геологоразведки для нефтяных и газовых месторождений;

q_H - прогнозируемый объем добычи нефти для нефтяного месторождения, тыс. т.;

q_r - прогнозируемый объем добычи газа для газового месторождения, тыс. м³.

Значения вероятностей Р_Н, Р_r, = 1 характеризуют то, что данные геологоразведочных работ по нефти и газу окажутся точными; Р_Н, Р_r, = 0,9 окажутся точными на 90%; Р_Н, Р_r, = 0,8 окажутся точными на 80% и т.д. Достаточное определение этих величин возможно, по нашему мнению, экспертным путем с привлечением специалистов различных служб организаций, осуществляющих проектную и эксплуатационную деятельность.

Особо сложным, по нашему мнению, следует признать определение объемов годовой добычи (q_H). Связано это со следующим.

Во-первых, именно с объемом производства в натуральном выражении связана специфика отрасли, так как все особенности нефтегазодобывающего комплекса не столько напрямую влияют на экономические показатели, сколько определяют объем производства в натуральном выражении (объем добычи), а уже затем через него определяют и экономику нефтегазодобычи. Именно поэтому в экономической литературе и существует большое количество различных предложений о способах определения объема добычи в натуральном выражении.

Во-вторых, среди ученых и практиков до сих пор отсутствует единое мнение о порядке учета абсолютных показателей добычи. Здесь, как правило, выделяют два подхода. Сторонники первого утверждают, что необходимо дисконтирование физических величин добычи, второго - отрицают это, допуская дисконтирование стоимостных величин.

По нашему мнению, дисконтировать физические величины не следует. В то же время нельзя использовать и недисконтированные стоимостные величины.

Наконец, относительно годового объема добычи можно сказать следующее. Поскольку данный показатель определяет динамику всех остальных, нам представляется целесообразным использовать его и для характеристики рисков, связанных с освоением месторождений. При этом мы учитываем то, что большая часть рисков в нефтегазодобыче связана с особенностями отрасли и разрабатываемых месторождений. Другие же их виды в основном можно учесть традиционными способами.

и (6)

где q^p - расчетный объем добычи, учитывающий факторы неопределенности и риска.

При расчете издержек необходимо учитывать, что из суммы себестоимости следует вычленять амортизационные отчисления на геологоразведочные работы.

При определении капитальных вложений затраты на бурение эксплуатационных, нагнетательных и прочих скважин определяются исходя из стоимости 1 м проходки и глубины скважины, затраты на приобретение оборудования должны учитывать не только оборудование для предприятий нефтедобычи, но и для сопутствующих транспортных и прочих организаций.

Определения величины чистого дисконтированного дохода еще недостаточно для построения цельной методики оценки месторождений углеводородного сырья и эффективности их освоения. Важным ее элементом, по нашему мнению, является отношение величины ЧДД ко всему объему запасов, которые будут добыты в будущем. При этом следует использовать не непосредственно величину q_t, а ее расчетное значение с учетом риска и неопределенности – q_t^p. Тогда стоимость единицы запаса

(7)

Для более детальной характеристики месторождения, а также для более обоснованного выбора варианта развития потенциала добычи целесообразно, помимо данного показателя, рассчитывать еще и следующий:

(8)

где ПР_t - прибыль, полученная за весь ожидаемый срок разработки запасов (их полного извлечения);

ЗТ - будущие капитальные затраты;

d_t - прогнозируемая доля прибыли, направляемая на выплату дивидендов;

Т - период разработки запасов.

Первые две величины при расчете по этой формуле необходимо определить с учетом дисконтирования. Данный показатель целесообразно использовать для обоснования дивидендных выплат.

В качестве другого показателя можно рекомендовать соотношение затрат на разработку месторождения к средним затратам по другому месторождению, по области и т.п.:

(9)

где З_Ni - капитальные затраты по оцениваемому месторождению;

З_обл- то же в среднем по области.

Поскольку данные, полученные вследствие геологоразведочных работ, постоянно меняются с ростом степени изученности месторождения, меняется и набор исходных данных. Поэтому расчеты по изложенной методике следует проводить периодически, по мере уточнения исходных данных.

Определение производственного потенциала на стабильно разрабатываемых месторождениях целесообразно осуществлять несколько по-иному. Необходимо учитывать, что нефтедобывающая система и ее отдельные подотрасли проходят в своем развитии определенные этапы. Наиболее наглядно этапы жизненного цикла прослеживаются в развитии нефтедобывающих провинций, районов и месторождений.

Периодичность этапов прослеживается и в движении всех технико-экономических показателей, связанных с разработкой месторождения. Определив место анализируемого периода разработки в общем жизненном цикле эксплуатации месторождения, можно достаточно обоснованно определить тенденции изменения базовых показателей. В результате для их прогноза могут быть использованы методы, учитывающие постепенность, инерционность процессов разработки.

Важным отличием стабильно разработанных месторождений от вновь осваиваемых является то, что большинство элементов производственного потенциала уже создано на предыдущих стадиях разработки и необходимо только их обновление для поддержания объема добычи. В большей части это касается трудового, энергетического потенциала, оборотного капитала. При обновлении основного капитала особо следует обратить внимание на ввод в эксплуатацию новых скважин, на замену выбывающих вследствие падения добычи.

Начальный и наиболее важный этап нефтедобычи - определение прогнозного объема производства. Алгоритм данного этапа уже рассматривался в работе для новых неразрабатываемых месторождений. Но когда разработка месторождений осуществляется уже на протяжении ряда лет, алгоритм может выглядеть иначе, что позволяет получить более обоснованные данные.

Прогноз добычи нефти по стабильным разрабатываемым месторождениям, как правило, может быть определен различными методами: аналитическим, методом кривых падений добычи во времени, методом характеристик вытеснения и т.д. Наиболее точным принято считать аналитический метод, который предусматривает гидродинамический расчет технологических показателей разработки на перспективу по базовым элементам (участкам залежей) с последующим их суммированием по залежам, месторождению, группе месторождений и в конечном счете по всем месторождениям нефтедобывающего района.

Расчетам предшествуют оценка надежности утвержденных начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти, анализ текущего состояния разработки залежей, уточнения параметров используемых геолого-математических моделей. Таким образом, прогноз добычи аналитическим методом для большого нефтедобывающего района представляет собой весьма трудоемкую и дорогостоящую работу. Точность же его, зависящая от точности оценки параметров используемых моделей и предлагаемой стратегии добычи в прогнозный период, как свидетельствует опыт, оказывается невысокой.

Реально годовые объемы добычи зависят от очень большого количества факторов: числа и размеров месторождений, находящихся в разработке в данном году, числа функционирующих скважин, их дебитов, зависящих в свою очередь от продолжительности разработки месторождения, и т.д. Учесть влияние каждого их них, как уже отмечалось, очень сложно. Однако их совокупное влияние в скрытом виде содержится во временном ряде динамики добычи за длительный период. Это позволяет использовать для прогнозирования методы статистического моделирования временных рядов.

Применимость статистических моделей для прогнозирования основывается на предложении об инерционности описываемого процесса, которое заключается в том, что если процесс имеет устойчивую тенденцию в некоторый период времени, предшествующий настоящему моменту, то эта тенденция с большей долей вероятностей сохранится на некоторое время в будущем, если условия протекания существенно не изменятся.

Процесс добычи обладает очень высокой инертностью. Это определяется рядом факторов: длительностью (несколько десятков лет) разработки месторождений, постепенным характером исчерпания их запасов, поэтапным характером ввода в разработку новых месторождений, их относительной однородностью по начальным запасам, особенно после достижения «пиковой» добычи на этапе ее стабильного снижения. Поэтому величина добычи данного года в значительной степени определяется тенденцией и уровнями добычи ближайших предшествующих лет.

Анализ фактических данных добычи нефти показал, что для прогнозирования объемов добычи вполне может быть использовано уравнение тренда.

Однако для построения более обоснованного прогноза использование только этого метода не достаточно. В силу того, что текущая добыча в значительной степени зависит от добычи предшествующих лет, прогнозирование ее можно осуществлять и на основе следующей зависимости:

(10)

где ТД - добыча текущего года (прогнозируемая);

ПД - добыча предшествующего года;

К_П - коэффициент снижения добычи в долях единицы.

Наконец, на заключительном этапе анализа необходимо объединить оба прогноза путем расчета средней величины показателя добычи по каждому году исследуемого периода.

Полученные на основе таких расчетов данные позволяют более достоверно определять потенциал добычи для стабильно разрабатываемых месторождений, учитывать инерционность процесса, в то же время нивелировать путем объединения двух прогнозов влияние возможных случайных факторов. Это позволит более обоснованно использовать потенциал добычи в дальнейшем расчете совокупной величины производственного потенциала.