Экономическая модель разработки нефтяного месторождения и ее прикладные аспекты тема диссертации по экономике, полный текст автореферата
Автореферат
| Ученая степень | кандидат экономических наук |
| Автор | Кочнев, Евгений Александрович |
| Место защиты | Москва |
| Год | 2005 |
| Шифр ВАК РФ | 08.00.05 |
Диссертация
Автореферат диссертации по теме "Экономическая модель разработки нефтяного месторождения и ее прикладные аспекты"
На правах рукописи
Кочнев Евгений Александрович
Экономическая модель разработки нефтяного месторождения и ее прикладные аспекты
Специальность: 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством: (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности)
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук
МОСКВА - 2005
Работа выпонена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина.
Научный руководитель: Официальные оппоненты:
Ведущая организация:
доктор экономических наук, профессор Дунаев В.Ф. доктор экономических наук, профессор Миловидов К.Н. кандидат экономических наук Розман М.С. ОАОВНИИОЭНГ
Защита состоится 25 октября 2005 г. на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по специальности 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности) в л Г" часов в ауд. вол
Ваши отзывы и заключения на автореферат и диссертацию в двух экземплярах с подписью, заверенной гербовой печатью, просим отправлять по адресу: 117917 Москва, Ленинский проспект, д. 65.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автореферат разослан л Л Л. сентября 2005 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор
Зубарева В.Д.
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследования
В соответствии с действующим законодательством РФ нефтяные компании обязаны разрабатывать и согласовывать в государственных органах проектные технологические документы. К ним относятся: подсчет запасов; технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти; проект опытно-промышленной разработки; технологическая схема разработки; проект разработки; уточненный проект разработки месторождения.
При экономическом обосновании проектов возникают трудности, связанные с отсутствием методов учета в экономических показателях вариантов разработки степени нефтеизвлечения. Не менее важным оказывается вопрос, при каких экономических условиях (расчетная цена на нефть, степень налоговой нагрузки) дожен обосновываться проект разработки месторождения с расчетным сроком, охватывающим, как правило, несколько десятилетий.
С другой стороны, при подготовке экономической классификации запасов нефти (в рамках ее адаптации к рыночной экономике) выявились различные, часто противоположные точки зрения на экономические критерии, которые могли бы лечь в основу выделения групп запасов по экономической эффективности их освоения. Причины этого заключены в недостаточно ясном представлении о характере изменения экономических показателей, поэтапно оцениваемых и отражаемых в проектных документах по мере разработки нефтяного месторождения (издержки производства (добычи), эффективность инвестиций, стоимость остаточных запасов).
С решением этих вопросов связана не только теоретическая, но и практическая значимость выявления соответствующих закономерностей,
которые могут быть адекватно отражены в экономической модели разработки нефтяного месторождения.
Цель исследования
Целью настоящей работы являлось создание экономической модели разработки и эксплуатации нефтяного месторождения, отражающей закономерности изменения экономических показателей по мере его освоения и способствующей методически обоснованно решать практические задачи, возникающие в сфере управления нефтяными ресурсами страны.
Достижение этой цели потребовало решения следующих задач:
1. Проанализировать понятия, принципы и допущения, лежащие в основе существующих экономических моделей, основывающихся на исчерпании производственного потенциала, и оценить возможности их адаптации к процессу разработки нефтяного месторождения.
2. На основании результатов анализа обосновать понятия, принципы и допущения, которые могли бы лечь в основу создания экономической модели разработки нефтяного месторождения.
3. Построить экономическую модель разработки и эксплуатации нефтяного месторождения, отражающую закономерности изменения проектных экономических показателей, поэтапно оцениваемых по мере освоения нефтяного месторождения и сокращения его запасов.
4. Разработать методику учета коэффициентов извлечения нефти (КИН) при выборе варианта разработки месторождения, на основании которого оценивается динамика экономических показателей.
5. Обосновать наиболее подходящий критерий классификации запасов по экономической эффективности их освоения и проанализировать возможности его практического использования при ведении государственного баланса запасов нефти.
Предметом исследования являются принципы построения экономических моделей, основывающихся на исчерпании производственного
потенциала, а также методологический аппарат принятия инвестиционных решений при разработке нефтяных месторождений.
Объектом исследования является существующая практика управления нефтегазовыми ресурсами в Российской Федерации (в рамках функций, выпоняемых Центральной комиссией по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР) и Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) Министерства природных ресурсов)
Методологической основой являются положения теории предельных величин в экономике (микроэкономические модели издержек производства), положения теории эффективности инвестиций (концепция сопоставления выгод и затрат, учет альтернативного использования производственных ресурсов, учет разновременности затрат и результатов), имитационное моделирование производственных процессов.
Экономическому моделированию и совершенствованию оценки инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности посвящены работы Андреева А Ф., Виленского П Л., Герта А.А, Гужновского Л.П., Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Лазаряна Б.С., Лившица В.Н., Миловидова К.Н., Саркисова A.C., Смоляка С.А. и др.
Научная новизна исследования заключается в:
- адаптации общеэкономической модели поведения издержек производства к сфере нефтедобычи. Предложенная экономическая модель базируется на законе убывающей (непропорциональной) отдачи с изменением содержания постоянного и переменного факторов. В качестве постоянного фактора рассматриваются недра земли (нефтяное месторождение), а в качестве переменного - совокупные затраты труда и капитала. Последовательная комбинация каждой очередной порции переменного фактора с постоянным сначала сопровождается увеличением прироста добычи, а затем его убыванием, вплоть до величины, которая оказывается недостаточной для рентабельной добычи.
- выявленных закономерностях изменения предельных издержек, динамика которых в свою очередь контролируют характер поведения и взаимосвязи основных экономических показателей разработки месторождения на каждом этапе его освоения.
- решении на этой основе ряда практических задач, возникающих в процессе освоения запасов нефтяного месторождения: учет коэффициентов извлечения нефти при выборе варианта разработки месторождения и обоснование критерия экономической категоризации остаточных запасов нефти.
Практическая ценность работы. Выявленные закономерности изменения экономических показателей, поэтапно оцениваемых по мере нефтяного месторождения, позволяют более обоснованно подходить к решению задач, возникающих в процессе выбора технологического варианта разработки месторождения и классификации его остаточных запасов.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на конференциях: Молодежная наука нефтегазовому комплексу (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.); Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (Москва, РГУ нефти и газа им И.М Губкина, 2005 г.) Результаты исследований опубликованы в 4 научных статьях.
Структура и содержание работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка и приложения. Объем работы /О ? страниц, в том числе рисунков,
таблиц. Список литературы включает -94 работ отечественных и зарубежных авторов.
2. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении дано обоснование выбора темы, изложены ее актуальность, цель и новизна. Здесь же определены задачи, предмет и объект исследования, а также практическая значимость результатов исследования
Первая глава посвящена анализу экономических моделей, основывающихся на исчерпании производственного потенциала, и оценке возможности их адаптации к процессу разработки нефтяного месторождения Ограниченность запасов нефтяного месторождения предопределяет существование в процессе его освоения некоторого производственного потенциала (добычного потенциала), обусловленного общим объемом углеводородов, находящихся в недрах месторождения. Известно, что на основании технико-технологических соображений, правомерность которых подтверждена историческими данными о динамике добычи нефти, выделяются четыре стадии разработки и эксплуатации месторождения, которые отражают процесс постепенного исчерпания этого потенциала Каждая из этих стадий (стадии наращивания добычи, ее стабилизации, достаточно резкого падения и продожительного периода низких дебитов) характеризуется определенными уровнями технико-экономических показателей.
Закономерности, связанные с постепенным исчерпанием такого же рода потенциала, в свое время широко использовались при прогнозировании эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ, как за рубежом, так и в плановой экономике бывшего СССР.
Изучение фактической эффективности поисково-разведочных работ в зависимости от степени разведанности начальных потенциальных ресурсов позволило установить закономерность, которая использовалась при планировании подготовки запасов в рамках отдельных нефтегазоносных областей. Выявленная закономерность лобъяснялась несколькими
причинами: ограниченностью ресурсов углеводородов, стремлением геологоразведчиков к выявлению в первую очередь крупных месторождений и более высокой априорной вероятностью их открытия по сравнению с менее крупными.
Логические соображения, которые лежат в основе известного в экономической теории закона непропорциональной отдачи (убывающей отдачи), отражающего процесс исчерпания потенциала, имеют несколько иную природу. В известных рыночных моделях (чистая конкуренция, монополистическая конкуренция и др.) закон убывающей отдачи определяет характер изменения издержек фирмы в зависимости от объема производства продукции. Производственный потенциал в этой модели в отличие от вышеупомянутых определяется ограничением не используемого ресурса, а возможностей продуктивной комбинации двух факторов (труд и капитал), а также управляемости фирмы (в догосрочном периоде.)
В результате проведенного анализа этой модели выявлен целый ряд допущений, сделанных при их построении:
- время не рассматривается и характеризуется лишь качественно -общим периодом (краткосрочным или догосрочным). Допускается, что в рамках этого периода фирма может увеличивать или уменьшать объем производства в единицу времени, т.е. с разной степенью использовать производственный потенциал (мощность);
- фирма уже создана, т.е. соответствующие инвестиции для ее создания материализованы в производственных фондах: поэтому отсутствует необходимость рассматривать инвестиционный период и эффективность инвестиций;
- период функционирования фирмы не ограничен, так как постоянные издержки включают амортизационные отчисления, являющиеся источником обновления производственных фондов в процессе их физического и морального износа;
Анализ особенностей нефтедобывающего производства приводит к выводу о крайне ограниченной возможности использования в этой отрасли упомянутой выше модели издержек производства, которая, как известно, оказывается полезной в других отраслях экономики.
Во второй главе рассматриваются принципы, исходные положения и допущения, используемые при создании модели разработки и эксплуатации нефтяного месторождения.
Период разработки нефтяного месторождения конечен в силу ограниченности его запасов. Процесс извлечения нефти при существующем уровне техники разработки месторождения и технологии добычи, может охватывать период от одного до многих десятков лет. Разработка месторождения включает инвестиционный период, который продожается паралельно добыче углеводородов в течение большей части общего периода разработки и эксплуатации месторождения. Поэтому, для получения поного представления об экономике разработки месторождения оказывается необходимым рассматривать поведение во времени не только текущих издержек, но и эффективность инвестиций.
Для достижения максимального экономического эффекта (с учетом фактора времени) разбуривание нефтяного месторождения, как правило, начинается с наиболее богатых его участков или залежей (пластов), объединяемых в самостоятельные объекты разработки. Движение буровых установок или стволов сооружаемых эксплуатационных скважин (кусты скважин или морские платформы) происходит в направлении наиболее богатых объектов, которые остались еще не разбуренными.
Разработка месторождения возможна только в соответствии с составленным и одобренным государственными органами проектом. В нем предусмотрена динамика уровней годовой добычи (темпы отбора запасов), которые в соответствии с технологическими соображениями считаются оптимальными, т.е. приводящими к коэффициенту нефтеизвлечения, утвержденному в государственном балансе запасов. Возможности нефтяной
компании варьировать объемом текущей добычи на месторождении (ее уменьшение или увеличение по сравнению с проектным уровнем в зависимости от рыночной конъюнктуры) крайне ограничены.
С учетом этого известный в экономической теории закон убывающей (непропорциональной) отдачи может быть адаптирован к разработке и эксплуатации нефтяных месторождений путем изменения содержания постоянного и переменного факторов, комбинация которых приводит к производству конечного продукта.
В качестве постоянного фактора следует рассматривать недра земли, а в качестве переменного - совокупные затраты труда и капитала. По мере разработки месторождения последовательная комбинация каждой очередной порции переменного фактора с постоянным сначала будет сопровождаться увеличением прироста добычи, а затем его убыванием, вплоть до величины, которая оказывается недостаточной для рентабельной добычи.
В качестве порции с известным приближением можно рассматривать совокупные затраты в бурение, промысловое обустройство и эксплуатацию очередной скважины или их группы (эксплуатационные и нагнетательные скважины), с добавлением к ним одновременных инфраструктурных затрат, необходимых для доведения продукции до товарного состояния.
Прирост добычи, являющийся следствием комбинации очередной порции переменного фактора с постоянным, дожен соответствовать всему периоду их взаимодействия, который ограничивается сроком рентабельной добычи. Понятие комбинация, обычно используемое при объяснении закона убывающей отдачи, в приложении к разработке нефтяного месторождения оказывается впоне уместным, хотя его содержание по сравнению с взаимодействием труда и капитала оказывается несколько иным. При добавлении очередной порции труда к капиталу (традиционные модель производства) происходит перераспределение труда в рамках производственного объекта. При добавлении очередной порции труда и капитала к постоянному фактору - нефтяному месторождению (залежи), в его
недрах происходит перераспределение углеводородов (их фильтрация). В связи с этим демонстрация корректности рассматриваемых теоретических положений, вообще говоря, лучше всего осуществлять с использованием компьютерной фильтрационной (гидродинамической) модели месторождения.
Следует учитывать, что началу разбуривания месторождения всегда предшествует некоторый период создания необходимой промысловой инфраструктуры, в течение которого добыча нефти не осуществляется и комбинация факторов, приводящая к появлению конечного продукта, отсутствует. Однако, размер совокупных затрат на предварительное обустройство дожен учитываться при определении совокупных затрат на освоение месторождения в целом.
В рассмотрение косвенно вводится время разработки месторождения. Для этого объем производства выражается не степенью использования производственной мощности, которую в классической модели издержек производства возможно снижать и повышать в зависимости от конъюнктуры рынка, а достигаемой степенью извлечения запасов месторождения (отношение накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам).
В зависимости от степени извлечения запасов на оси абсцисс (рис. I) могут быть выделены важные с точки зрения экономики разработки месторождения моменты: начало (Тн) и конец (Ткб) инвестиционного периода; начало и конец добычи углеводородов (Тд и Тр); моменты появления положительных денежных потоков (Тп), окупаемости инвестиций (Ток) и ряд других. В верхней части графика представлен прогнозируемый профиль добычи нефти в течение жизненного цикла месторождения, которому соответствует площадь, отражающая общий объем добычи (О). В нижней полуплоскости таким же образом представлены профили величин ожидаемых капитальных вложений (К) и эксплуатационных затрат (Э).
На рис. 1В изображены соответствующий денежный поток (ДП), формирующийся по мере разработки месторождения, площадь,
соответствующая величине чистого дохода от разработки (ЧД), и динамика роста текущей внутренней нормы доходности инвестиций (ВИД).
Начало кривой, илюстрирующей процесс формирования ВНД и ее рост, достигаемый на каждом этапе разработки и эксплуатации месторождения, соответствует моменту достижения окупаемости инвестиций (Ток). Величина общей эффективности инвестиций (ЧД и ВНД) соответствует моменту окончания рентабельной разработки месторождения (Тр).
Последовательные порции переменного фактора и соответствующие приросты продукции могут быть трансформированы в предельные совокупные издержки (3 пр).
Последние представляют собой капитальные и текущие затраты на сооружение и эксплуатация добывающей скважины (или группы добывающих и нагнетательных скважин) в расчете на тонну добываемой нефти до конца периода рентабельной эксплуатации:
Зпр = [I (Кол. + Кооб + КоДД + Э,)*(1 + Е)"]/10,*(1 +Е)-'(1) 1=0 1=0
Кос. - стоимость сооружения скважины (или отдельного элемента системы с учетом необходимости искусственного воздействия на пласт), руб.;
Коол - затраты на обустройство в расчете на одну скважину, руб.;
Колоп - допонительные инфраструктурные затраты, сопутствующие строительству скважины и обеспечивающие добычу, подготовку и транспортировку добываемой продукции, руб.;
Э, - эксплуатационные затраты на добычу нефти, руб.;
Е - норма дисконта, д. ед.;
О, - годовой объем добычи нефти, т;
I - порядковый номер года в пределах срока рентабельной добычи из данной скважины;
Tu Тл Тп Ток Ткб Тр
Рис. I. Экономическая модель ря (работки и жсплуятянии нефтяного месторождения
Трс - последний год рентабельной добычи из данной скважины.
С учетом вышеизложенных положений результаты последовательной комбинации двух факторов могут быть представлены в виде кривой, отражающей изменение предельных совокупных издержек в зависимости от времени разработки месторождения и степени извлечения его запасов.
Предельные издержки, возникающие с момента появления продукции, сначала снижаются (рис. 1С), так как в составе порций переменного фактора начинают сокращаться одновременные затраты на создание инфраструктуры промысла. В дальнейшем, с некоторого момента времени (после достижения минимума) предельные издержки начинают возрастать в связи со снижением продуктивности вовлекаемых в эксплуатацию частей месторождения или объектов разработки.
Рост предельных издержек по мере перехода к разбуриванию периферийных частей месторождения (залежи) или перехода к освоению менее богатых объектов месторождения, в конечном счете, приводит к достижению такого их уровня, который определяет нерентабельность дальнейшей разработки.
На рисунке видно, что кривая предельных издержек появляется не в момент начала освоения месторождения (Тн), а в момент бурения первой эксплуатационной скважины (Тд), т.е. начала разбуривания месторождения для промышленной добычи нефти. Период между моментами Тн и Тд соответствует времени создания части промысловой инфраструктуры, необходимой для начала коммерческой реализации объемов добываемой нефти
Абсцисса каждой точки кривой предельных издержек соответствует моменту начала сооружения очередной скважины (или группы скважин), а ее ордината - предельным издержкам (Зпр), формирующимся с учетом динамики капитальных и эксплуатационных затрат и добычи из этой скважины за период ее эксплуатации.
Поведение кривой, отражающей изменение предельных издержек, в свою очередь, определяет изменение эффективности инвестиций. Введение в формулу предельных издержек (I) цены продукции (Ц) и ее трансформация в денежный поток инвестиционного проекта (ДД) позволяют судить о предельной эффективности инвестиций:
Л, = (ЦС?о - Кп - 3,0 С1 + Е)
Для илюстрации изменения эффективности инвестиций при ее I оценке на разных стадиях освоения месторождения наиболее удобной
оказывается внутренняя норма доходности, так как она выражается в относительных единицах (процентах) и не зависит от нормы дисконта.
При соответствующем выборе масштаба па оси ординат (рис 1С) форма кривой предельной эффективности инвестиций по очевидным причинам будет соответствовать зеркальному отображению кривой предельных издержек.
Абсцисса каждой точки кривой предельной эффективности инвестиций (ПЭ) соответствует моменту времени начала сооружения очередной скважины (или группы скважин), а ее ордината - эффективности инвестиций, определяемой денежным потоком за период ее эксплуатации.
Общая эффективность инвестиций (ОЭ) в освоение месторождения формируется в течение его жизненного цикла и характеризуют всю совокупность извлекаемых запасов. Ее оценка основывается на денежном потоке, формирующегося с начала освоения месторождения (Тн) до конца рентабельного периода добычи (Тр).
В течение инвестиционного периода разработки месторождения всегда имеется часть остаточных запасов, которая остается неразбуренной. Необходимость в оценке эффективности соответствующих инвестиций возникает при подготовке каждого проектного документа на разработку месторождения, вплоть до окончания инвестиционного процесса (разбуривания месторождения).
Эффективность инвестиций в освоение неразбуренной части остаточных запасов определяется денежным потоком, вызываемым всеми порциями инвестиций, начиная с момента ее оценки и до конца разбуривания месторождения
Поведение предельных издержек по мере разбуривания месторождения определяет изменение удельных (в расчете на тонну) совокупных затрат (Зуд) на освоение общих остаточных запасов (разбуренных и неразбуренных). Их сопоставление с ценой продукции дает возможность судить о рентабельности (доходности) освоения остаточных запасов:
Зуд = [I (К, + Э.) Х (1 + Е)ц] /1СЬ Х (1 + ЕУ (3)
К, - капитальные вложения в освоение остаточных запасов, руб.;
Э( - эксплуатационные затраты на добычу нефти, руб.;
Е - норма дисконта, д. ед.;
О, - годовой объем добычи нефти, т;
I - порядковый номер года, начиная с года 1о, в котором оцениваются удельные совокупные затраты;
Тр - последний год рентабельной добычи.
Соответствующая кривая (Зуд) представлена на рис. IЕ.
При введении в вышеприведенную формулу (3) цены продукции можно рассчитывать денежные патоки, в соответствии с которыми в каждый момент времени разработки оценивается стоимость остаточных запасов (разбуренных и неразбуренных). Приведенная на рис. 1Е кривая (СОЗ) отражает тенденцию изменения этой стоимости.
Третьи глава посвящена вопросам, возникающим при экономическом обосновании проектов разработки нефтяных месторождений и путям их решения.
В нефтедобывающей отрасли государство, предоставляя свою собственность (месторождение) нефтяной компании в платное пользование, вынуждено контролировать степень эффективности ее использования с точки зрения своих интересов.
В табл. 1 приведено сопоставление технико-экономических показателей технологических вариантов разработки крупной нефтяной залежи месторождения, которое являлось для нефтяной компании основанием выбора одного из них в качестве рекомендуемого для реализации. Технологические различия сравниваемых вариантов представлены в примечании к таблице 1.
Сравнение экономических показателей (ЧДД) свидетельствует о преимуществе седьмого технологического варианта (естественный режим и разбуривание залежи горизонтальными скважинами с проведением ГРП). По этому варианту дисконтированные денежные поступления
недропользователю (465 мн. дол.) и государству (688 мн. дол.) максимальны.
Однако, объем накопленной за проектный период добычи (39,9 мн. т) значительно уступает этому показателю по 9 варианту (66 мн. т). Соответственно, по 7 -ому и 9 - ому вариантам КИН за проектный период составляют 13,2 % и 21,6 %, а за весь период добычи 13,4 % и 31,8 %.
Сравнение экономических показателей (ЧДД) приводит к выводу о преимуществе седьмого технологического варианта (естественный режим и разбуривание залежи горизонтальными скважинами с проведением ГРП). По этому варианту дисконтированные денежные поступления
недропользователю (465 мн. дол.) и государству (688 мн. дол.) максимальны.
Вместе с тем, объем накопленной за проектный период добычи (39,9 мн. т) значительно уступает 9 варианту (66 мн. т). Соответственно, по 7 -ому и 9 - ому вариантам КИН за проектный период составляют 13,2 % и 21,6 %, а за весь период добычи 13,4 % и 31,8 %.
Показатели Б I 2 3 4 5 6 7 8 9
Добыча нефтн за проектный срок, мн. т 7,6 24,2 37,3 32,8 47,7 58,6 39Д 39,9 53,8 66,0
КИН на конец проектного срока, д. ед. 0,026 0,082 0,124 0,110 0,158 0,193 0,130 0,132 0,177 0,216
КИН за весь срок разработки, д. ед. 0,026 0,100 0,285 0,115 0,280 0,295 0,135 0,134 0,288 0,318
Капитальные вложения, мн. дол. - 437 911 437 911 911 700 700 1050 1050
Текущие затраты, мн. дол. 365 1503 2768 1777 3029 3314 1924 2006 3167 3469
Чистый доход (ЧД>, мн. дол. 349 506 -36 1124 841 1325 1445 1446 1302 1887
Доход государства, мн. дол. 366 1100 1618 1614 2134 2546 2039 2062 2544 3048
Чистый дисконтированный доход (ЧДД,10%), мн. дол. 129 130 54 311 261 282 415 465 358 390
Дисконтированный доход государства (10 %), мн. дол. 123 303 337 460 487 509 574 688 594 624
Дисконтированный доход в безналоговой среде 252 433 391 771 748 791 989 1153 952 1014
Примечание: краткая характерасгвка технологических вариантов Б - естественник режим, эксплуатация залежи сушествуюшнм фондом скважин 1 - разбурвванне залежа вертикальными скважввамв 2 - ППД, разбурввавас залежа вертвкальныма добывающими а нагнетательными скважинами 3 - естественный режим, разбуравамил залежи вертвкальныма екважииама с ГРП 4 - ППД, разбурвваиве залежи вертикальными скважинами (ГРП - 100 % а ОПЗ - 50 % фонда добывающих скважвн) 5 - ППД, разбурввааас млежи вертикальными скважввамв (ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах) б - естественный режим, разбурнвавие залежи горизонтальными скважинами 7 - естественный режим, разбурнванне залежи горизонтальными скважввамв с ГРП 8 - ППД, разбурвванне залежи горизонтальными скважинами 9 - ППД, разбурвванне залежи горизонтальными скважинами с ГРП в нагнетательных скважинах
На рис.2 представлено графическое сопоставление годовых значений денежных потоков недропользователя по 7-ому и 9-ому вариантам (не дисконтированных и дисконтированных). Как следует из графиков, при реализации седьмого варианта, вместо девятого, недропользователь в течение ближайших двух десятилетий получает более высокие чистые денежные поступления. В последующий период (еще два с половиной десятилетия) они уменьшаются на величину, значительно перекрывающую ранее полученные выгоды (за счет 20 мн. т нефти, остающихся не извлеченными из залежи).
При введении уровня денежных предпочтений во времени (годовая ставка - 10 %), ранее полученные выгоды оказываются весомее.
В соответствии с современной методологией оценки эффективности инвестиций к одному из ее основных принципов, относится сопоставимость условий сравнения различных проектов (вариантов проекта).
Особенностью нефтедобычи, как вида производства, является зависимость объема добываемой нефти за весь срок разработки месторождения от применяемых систем разработки, плотности сетки скважин, вида и частоты применяемых ТТМ. Это в свою очередь предопределяет разное количество нефти, остающееся в недрах, и которое в настоящее время рассматривается как, практически, потерянное, так как рентабельных технологий ее извлечения пока не разработано.
Из этого следует, что каждый из альтернативных вариантов разработки в соответствии с достигаемым КИН по разному влияет на величину необходимых затрат для подготовки запасов нефти с целью компенсации уже извлеченных запасов. Чем выше КИН по оцениваемому варианту разработки, тем меньше потребуется инвестиций для воспонения лиспользованных запасов. Поэтому для приведения в сопоставимый вид экономических показателей эти различия вариантов тем или иным способом дожны устраняться.
Один из возможных методов приведения вариантов разработки в сопоставимый вид состоит в учете разности объема будущих инвестиций для подготовки запасов по рассматриваемому варианту и варианту, который
характеризуется наибольшей величиной КИИ При этом необходимо учитывать динамику величины потерянной добычи, временной лаг, отражающий средний срок открытия и разведки нефтяного месторождения, а также размер инвестиций в расчет на тонну запасов подготавливаемых мпасов
Представляется, что разумными величинами для решения этой задачи можно считать 10-летний временной лат, и одну десятую часть от принятом п проекте цены тонны нефти (по аналогии с имевшими в прошлом место отчислениями на ВМСБ).
Метод определения величины потерянной добычи илюстрируется на рис. 3 и в табл. 2. При этом использованы данные о динамике добычи нефти по тем же технологическими вариантами 7 и 9.
На графике (рис 3) выделены три площади, соответствующие' А опережающему объему добычи при реализации седьмого варианта (I 14 г I ); В - компенсирующему это опережение объему добычи по девятому варианту ( 15-25 г.г.); С - объему потерянной добыче при реализации седьмого варианта (разность годовых значений добычи по девятому и седьмому вариантам (25 - 56 г.г.).
Здесь же представлены две кривые, одна из которых (24 - 56 г г) отражает динамику годовых значений потерянной добычи, а другая (14 46 г.г) - динамику годовых значений объемов запасов нефти, которые необходимо учитывать при определении размера инвестиций, направляемых на компенсацию потерянной добычи (с учетом десятилетнего лага времени).
В табл. ? приведен расчет потребности в таких инвестициях, которые необходимо учитывать в денежном потоке по седьмому варианту для приведения его в сопоставимый вид с девятым вариантом. В соответствии с вышеизложенными положениями размер инвестиций, необходимый для подготовки запасов, определен как 10 % от средневзвешенной цены на нефть (115 дол./т, экспорт - 30 %, внутренний рынок - 70 % добычи), те 11,5 дол./т запасов.
Как следует из результатов расчета, общая сумма инвестиций, которые дожны осуществляться в период с 14 года по 43 год проектного периода, составляет 285 мн. дол., а их текущая стоимость - 24 мн. дол.
Таким образом, приведение в сопоставимый вид двух вариантов разработки нефтяной залежи сократило разрыв в величинах ЧДД более, чем на треть При сопоставлении экономических показателей вариантов разработки этой нефтяной залежи ЧДД по 7 варианту дожен быть равным не 465 мн. дол. (табл. 1), а 441 мн. дол.
В случае различия значений КИН по вариантам разработки в целях более корректного определения рекомендуемого варианта в соответствующие годы проектного периода к капитальным вложениям следует относить условные затраты на воспонение теряемых запасов нефти (Кв):
ЧДД= I (Ц * (}| - К, - Кв, - Э| - Н,) ф (1 + Е) 4 , где: 1=1
Ц - уровень расчетной цены на нефть; - годовая добыча нефти; К -годовые капитальные вложения; Э - годовые эксплуатационные затраты; Н -годовая сумма налогов и платежей; Т - продожительность проектного периода; I - порядковый год проектного периода.
Кроме этого, государственным органам, на которые возложен контроль рациональности использования природных ресурсов, целесообразно ввести в практику экономического обоснования разработки нефтяных месторождений и КИН целый ряд регламентирующих положений, обязательность соблюдения которых будет способствовать более эффективному решению этой задачи.
К ним следует отнести требования к недропользователю осуществлять выбор варианта разработки в условиях безналоговой среды на основе представительного состава сравниваемых технологических вариантов.
Недисконтиро ванные
Дисконтированные (10%)
_ 9 вариант (рекомендованный, макс. КИН)
.................... 7 вариант (макс. ЧДД)
Рис. 2. Сопоставление годовых денежных потоков по двум технологическим вариантам разработки нефтяной залежи
- динамика добычи нефти, вариант 7
И динамика добычи нефти, вариант 9
- динамика "потерянной" добычи
- . динамика годовых значений объемов запасов при определении размера инвестиций для их подготовка
Рис. 3. Принцип определения объема "потерянной" добычи и адекватною объема подготовки запасов нефти
При оценке эффективности инвестиций необходимо использовать расчетный уровень цен, устанавливаемый государственными органами, приводить детальное обоснование ожидаемого периода рентабельной добычи нефти. В процессе проектирования необходимо рассматривать возможность включения в разработку всех объектов месторождения, добыча нефти из которых оказывается рентабельной в условиях безналоговой среды
В настоящее время в рамках действующего законодательства о недрах одним из немногих инструментов, позволяющим государству решать задачу Ъ рационального использования углеводородных ресурсов и не допускать
' выборочную эксплуатацию месторождений, является лицензионное
V соглашение. В нем могут детально оговариваться условия проектирования
разработки залежей на конкретных лицензионных участках.
Таблица 2. Расчет потребности в инвестициях, компенсирующих потерянные запасы нефти при реализации 7 варианта разработки залежи
Порядковый Потерянные Размер Порядковый номер Дисконтный Текущая
номер года запасы, инвестиций года делитель, стоимость
проектного тыс т для воспел нема осуществления соответствующий инвестиций,
периода запасов, мн. инвестиций (с учетом году осуществления мн. дол.
разработки дол. 10-летнего лага) инвестиций
24 806 9,27 14 3,97 2,45
25 891 10,25 15 4,17 2,46
26 920 10,58 16 4,59 240
27 913 10,50 17 5,05 2,07
28 ш О'Ю 9,75 18 536 1,75
29 824 9,48 19 6,11 1,55
30-39 7393 85,02 25 10,83 7,85
48-49 6908 79,37 35 28,10 2,82
50-56 5280 60,72 43 60,24 1,01
За период разработки 24793 284,94 24,26
В четвертой главе рассматривается проблема экономической классификации запасов нефти и пути ее решения.
В 2002 г. Правительство Российской Федерации рассмотрело вопрос О мерах по воспроизводству минерально-сырьевой базы углеводородного сырья. Одним из результатов этого было поручение Министерству Природных ресурсов РФ подготовить проект новой классификации запасов, перспективных и прогнозных ресурсов углеводородного сырья.
Известно, что классификация необходима для решения целого ряда государственных задач, связанных с рациональным использованием нефтегазовых ресурсов страны. В первую очередь сюда относятся контроль обоснованности и рациональности проектов их разработки и эксплуатации и учет запасов в государственном балансе по месторождениям с отражением их структуры по категориям. Ведение баланса предусматривает регистрацию изменений размера и структуры запасов в связи с постановкой на учет открываемых запасов и списанием извлеченных и не подтвердившихся, а также с изменениями категорийности запасов, вызванными процессом их разбуривания и получением новой геолого-промысловой информации.
В процессе обсуждения среди специалистов принципов экономической классификации запасов и ресурсов высказывались различные мнения по поводу подходов к решению поставленной задачи.
Одна из точек зрения состояла в необходимости использования показателей эффективности инвестиций и, в частности, внутренней нормы доходности.
Другая точка зрения заключалась в том, что основным критерием выделения категорий дожна быть положительность или отрицательность величины ЧДД при некоторых установленных ставках дисконта. При этом ЧДД в соответствии с методом его расчета не дожен рассматриваться как показатель эффективности инвестиций в разработку запасов, а отражать их стоимостную оценку.
В диссертационном исследовании доказывается необоснованность рассматриваемых подходов для выделения экономических категорий запасов Использование первого подхода (без разделения запасов на требующие и не требующие для их освоения инвестиций) привело бы к ошибкам при определении показателей эффективности инвестиций; при использовании второго подхода из оценки выпадали бы запасы обеспечивающие всю текущую добычу нефти.
Как следует из рассмотрения экономической модели разработки и эксплуатации нефтяного месторождения (глава 2), наиболее подходящим показателем для выделения экономических категорий запасов нефти оказываются удельные совокупные (капитальные и текущие) издержки на добычу из остаточных запасов, последовательно рассчитываемые на начало каждого года проектного период их освоения. Оперативное (ежегодное) сопоставление их величины с текущим среднесрочным и догосрочным прогнозом эволюции цен на мировом рынке позволило бы выделять различные по экономической значимости категории запасов и осуществлять их перевод из одной экономической категории в другую.
На основании данных проекта освоения крупной залежи нефти рассчитана догосрочная динамика этого показателя, форма которой совпадает с представленной в экономической модели (рис. I). В известной мере это подтверждает возможность практической реализации такого подхода для выделения экономических категорий и отражения их в государственном балансе запасов.
В заключении диссертационного исследования сформулированы следующие основные выводы и предложения:
I. Анализ существующих руководящих документов, используемых государственными органами (ГКЗ и ЦКР Министерства природных ресурсов РФ) в целях соблюдения интересов государства при осуществлении контроля рационального использования нефтяных ресурсов показал, что в них имеется
ряд положений, в которые дожны быть внесены уточнения и существенные изменения. В первую очередь это касается экономического обоснования проекта разработки нефтяного месторождения и экономической оценки ею остаточных запасов, которая могла бы на каждом этапе его освоения объективно отражать их ценность и служить инструментом их экономической категоризации.
2. Теоретической основой, определяющей подходы к решению этих задач, является экономическая модель разработки нефтяного месторождения, которая |федставляет собой адаптацию общеэкономической модели издержек производства к сфере нефтедобычи
3. Наиболее важными выводами, вытекающими из анализа модели, являются:
- начиная с момента их появления, предельные затраты на добычу нефти сначала снижаются, достигают минимума, а затем растут, вплоть до конца периода рентабельной эксплуатации месторождения;
- поведение кривых предельных затрат на добычу нефти контролирует характер изменения предельной эффективности инвестиций в разработку месторождения: соответствующая кривая оказывается зеркальным отражением кривой предельных затрат;
- удельные (средние) издержки на добычу нефти из остаточных запасов (разбуренных и неразбуренных), оцениваемые на каждом из последовательных этапов разработки месторождения сначала сокращаются, достигают минимума, а затем начинают расти, сравниваясь с уровнем цены на тонну нефти в конце периода рентабельной разработки;
- стоимость остаточных запасов на каждом из последовательных этапов ее оценки сначала растет, достигает максимума при достижении окупаемости инвестиций в разработку, а затем сокращается, обнуляясь в конце периода рентабельной добычи нефти;
4. Кроме природных характеристик нефтяного месторождения, главным фактором, определяющим уровень и характер изменения
предельных издержек на добычу единицы продукции (т нефти), являются используемая система воздействия на пласт, плотность скважин и комплекс геолого-технических мероприятий, которые в совокупности формирую! реализуемый вариант разработки месторождения. Его экономическое обоснование дожно учитывать не только интересы недропользователя (инвестора), но и интересы собственника недр - государства. Поэтому в методологию выбора варианта разработки, утверждаемого государством, дожен быть внесен целый ряд регламентирующих положений:
- необходимо периодически (в случае существенных изменений среднесрочного прогноза цен мирового рынка нефти) устанавливать уровень цен на нефть (внутренней и экспортной), при которых все нефтяные компании обязаны обосновывать проектные решения, рассматриваемые и утверждаемые государственными органами;
- выбор варианта разработки месторождения дожен осуществляться в по результатам расчета показателей эффективности инвестиций в безналоговой среде: в случае достижения при этом варианте приемлемой для инвесторов эффективности инвестиций он и рекомендуется к утверждению;
- рассматриваемые варианты дожны быть сопоставимы по уровню достигаемой конечной нефтеотдачи: для этого директивно также дожны установливаться две величины - временной лаг и удельные инвестиции для подготовки запасов.
5. Наиболее подходящим критерием для выделения категорий запасов нефти по экономической эффективности их освоения являются удельные издержки на добычу нефти из остаточных запасов (разбуренных и неразбуренных). Сопоставление их текущей величины с данными прогноза цен на нефть на среднесрочный период (5-10 лет) позволяет судить о доходности разработки и эксплуатации запасов в условиях ДНС. Регистрация изменения во времени величины остаточных запасов (в результате списание и перехода остаточных запасов из одной категории в другую), может
являться базой для принятия решений о необходимости создания льготных налоговых условия для дальнейшего их освоения.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
1. Дунаев В.Ф., Кочнев Е.А. Проблемы экономической классификации запасов нефти. Нефть, газ и бизнес, № 6,2003 г.
2. Кочнев Е А. Методические подходы к классификации запасов нефти по экономической эффективности их освоения. Тезисы докладов Открытой конференции Молодежная наука нефтегазовому комплексу, РГУ нефти и газа им. И М. Губкина, март 2004 г.
3. Кочнев Е.А. Проблемы экономического обоснования проекта разработки нефтяного месторождения. Тезисы докладов 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.. Губкина, январь 2005 г.
4. Дунаев В.Ф.. Еремин Д.И., Кочнев Е.А. Экономическая модель разработки и эксплуатации нефтяного месторождения. Тезисы докладов 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.. Губкина, январь 2005 г.
5. Дунаев В.Ф.. Еремин Д.И., Кочнев Е.А. Экономическая модель разработки и эксплуатации нефтяного месторождения. Нефть, газ и бизнес, № 4, 2005 г.
6. Кочнев Е.А., Дунаев В.Ф. Проблемы экономического обоснования проекта разработки нефтяного месторождения. Нефть, газ и бизнес, № 4, 2005 г.
7. Дунаев В.Ф., Кочнев Е.А. Экономические проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, № 2, ВНИИОЭНГ, 2005 г.
Подписано в печать /С.О ^Формат 60x90/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Уел пл.
Тираж ООэкз. Заказ № % $ ^
Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский просп., 65. Тел. (095) 930-93-49
РНБ Русский фонд
2006-4 11199
Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Кочнев, Евгений Александрович
ВВЕДЕНИЕ.
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ЭКОНОМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ, ОТРАЖАЮЩИХ ПРОЦЕСС ИСЧЕРПАНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА.
1.1. Этапность в разработке и эксплуатации нефтяного месторождения.
1.2. Модель эффективности поисково-разведочных работ в нефтегазоносном регионе.
1.3. Модель издержек производства предприятия (фирмы).
1.4.0собенности процесса освоения запасов нефтяного месторождения.
ГЛАВА 2. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
2.1. Основные положения и допущения при построении модели.
2.2. Предельные издержки и предельная эффективность инвестиций.
2.3. Взаимосвязь различных видов эффективности инвестиций в освоение нефтяного месторождения.
2.4. Удельные совокупные затраты на освоение остаточных запасов (разбуренных и неразбуренных).
ГЛАВА 3. ПРОБЛЕМЫ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ.
3.1. Экономические проблемы проектирования разработки нефтяных месторояедений.
3.2. Анализ экономического обоснования проекта разработки нефтяного месторождения (на примере технологической схемы разработки нефтяной залежи нефтегазоконденсатного месторождения)
3.3. Методика учета коэффициента нефтеизвлечения при экономическом обосновании варианта разработки нефтяного месторождения.
ГЛАВА 4. ПРОБЛЕМЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ КЛАССИФИКАЦИИ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ПУТИ ЕЕ РЕШЕНИЯ.
4.1. Международная рамочная классификация ООН запасов (ресурсов) месторождений.
4.2. Анализ существующих подходов к выделению экономических категорий запасов нефти.
4.3 Обоснование возможных критериев для выделения экономических категорий запасов нефти.
Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономическая модель разработки нефтяного месторождения и ее прикладные аспекты"
Актуальность исследования
В соответствии с действующим законодательством РФ нефтяные компании обязаны разрабатывать и согласовывать в государственных органах проектные технологические документы. К ним относятся: подсчет запасов; технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти; проект опытно-промышленной разработки; технологическая схема разработки; проект разработки; уточненный проект разработки месторождения.
При экономическом обосновании проектов возникают трудности, связанные с отсутствием методов учета в экономических показателях вариантов разработки степени нефтеизвлечения. Не менее важным оказывается вопрос, при каких экономических условиях (расчетная цена на нефть, степень налоговой нагрузки) дожен обосновываться проект разработки месторождения с расчетным сроком, охватывающим, как правило, несколько десятилетий.
С другой стороны, при подготовке экономической классификации запасов нефти (в рамках ее адаптации к рыночной экономике) выявились различные, часто противоположные точки зрения на экономические критерии, которые могли бы лечь в основу выделения групп запасов по экономической эффективности их освоения. Причины этого заключены в недостаточно ясном представлении о характере изменения экономических показателей, поэтапно оцениваемых и отражаемых в проектных документах по мере разработки нефтяного месторождения (издержки производства (добычи), эффективность инвестиций, стоимость остаточных запасов).
С решением этих вопросов связана не только теоретическая, но и практическая значимость выявления соответствующих закономерностей, которые могут быть адекватно отражены в экономической модели разработки нефтяного месторождения.
Цель исследования
Целью настоящей работы являлось создание экономической модели разработки и эксплуатации нефтяного месторождения, отражающей закономерности изменения экономических показателей по мере его освоения и способствующей методически обоснованно решать практические задачи, возникающие в сфере управления нефтяными ресурсами страны.
Достижение этой цели потребовало решения следующих задач:
1. Проанализировать понятия, принципы и допущения, лежащие в основе существующих экономических моделей, основывающихся на исчерпании производственного потенциала, и оценить возможности их адаптации к процессу разработки нефтяного месторождения.
2. На основании результатов анализа обосновать понятия, принципы и допущения, которые могли бы лечь в основу создания экономической модели разработки нефтяного месторождения.
3. Построить экономическую модель разработки и эксплуатации нефтяного месторождения, отражающую закономерности изменения проектных экономических показателей, поэтапно оцениваемых по мере освоения нефтяного месторождения и сокращения его запасов.
4. Разработать методику учета коэффициентов извлечения нефти (КИН) при выборе варианта разработки месторождения, на основании которого оценивается динамика экономических показателей.
5. Обосновать наиболее подходящий критерий классификации запасов по экономической эффективности их освоения и проанализировать возможности его практического использования при ведении государственного баланса запасов нефти.
Предметом исследования являются принципы построения экономических моделей, основывающихся на исчерпании производственного потенциала, а также методологический аппарат принятия инвестиционных решений при разработке нефтяных месторождений.
Объектом исследования является существующая практика управления нефтегазовыми ресурсами в Российской Федерации (в рамках
Ф функций, выпоняемых Центральной комиссией по разработке месторождений полезных ископаемых (ЦКР) и Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) Министерства природных ресурсов).
Методологической основой являются положения теории предельных величин в экономике (микроэкономические модели издержек производства), положения теории эффективности инвестиций (концепция сопоставления выгод и затрат, учет альтернативного использования производственных ресурсов, учет разновременности затрат и результатов), имитационное моделирование производственных процессов.
Экономическому моделированию и совершенствованию оценки инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности посвящены работы Андреева А.Ф., Виленского П.Л., Герта А.А., Гужновского Л.П., Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Лазаряна Б.С., Лившица В.Н., Миловидова К.Н., Саркисова А.С., Смоляка С.А. и др.
Научная новизна исследования заключается в:
- адаптации общеэкономической модели поведения издержек производства к сфере нефтедобычи. Предложенная экономическая модель базируется на законе убывающей (непропорциональной) отдачи с изменением содержания постоянного и переменного факторов. В качестве постоянного фактора рассматриваются недра земли (нефтяное месторождение), а в качестве переменного - совокупные затраты труда и капитала. Последовательная комбинация каждой очередной порции переменного фактора с постоянным сначала сопровождается увеличением прироста добычи, а затем его убыванием, вплоть до величины, которая оказывается недостаточной для рентабельной добычи.
- выявленных закономерностях изменения предельных издержек, динамика которых в свою очередь контролируют характер поведения и взаимосвязи основных экономических показателей разработки месторождения на каждом этапе его освоения.
- решении на этой основе ряда практических задач, возникающих в процессе освоения запасов нефтяного месторождения: учет коэффициентов извлечения нефти при выборе варианта разработки месторождения и обоснование критерия экономической категоризации остаточных запасов нефти.
Практическая ценность работы. Выявленные закономерности изменения экономических показателей, поэтапно оцениваемых по мере нефтяного месторождения, позволяют более обоснованно подходить к решению задач, возникающих в процессе выбора технологического варианта разработки месторождения и классификации его остаточных запасов.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на конференциях: Молодежная наука нефтегазовому комплексу (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.); Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005 г.). Результаты исследований опубликованы в 4 научных статьях.
Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Кочнев, Евгений Александрович
Заключение
1. Анализ существующих руководящих документов, используемых государственными органами (ГКЗ и ЦКР Министерства природных ресурсов РФ) в целях соблюдения интересов государства при осуществлении контроля рационального использования нефтяных ресурсов показал, что в них имеется ряд положений, в которые дожны быть внесены уточнения и существенные изменения. В первую очередь это касается экономического обоснования проекта разработки нефтяного месторождения и экономической оценки его остаточных запасов, которая могла бы на каждом этапе его освоения объективно отражать их ценность и служить инструментом их экономической категоризации.
2. Теоретической основой, определяющей подходы к решению этих задач, является экономическая модель разработки нефтяного месторождения, которая представляет собой адаптацию общеэкономической модели издержек производства к сфере нефтедобычи.
3. Наиболее важными выводами, вытекающими из анализа модели, являются:
- начиная с момента их появления, предельные затраты на добычу нефти сначала снижаются, достигают минимума, а затем растут, вплоть до конца периода рентабельной эксплуатации месторождения;
- поведение кривых предельных затрат на добычу нефти контролирует характер изменения предельной эффективности инвестиций в разработку месторождения: соответствующая кривая оказывается зеркальным отражением кривой предельных затрат;
- удельные (средние) издержки на добычу нефти из остаточных запасов (разбуренных и неразбуренных), оцениваемые на каждом из последовательных этапов разработки месторождения сначала сокращаются, достигают минимума, а затем начинают расти, сравниваясь с уровнем цены на тонну нефти в конце периода рентабельной разработки;
- стоимость остаточных запасов на каждом из последовательных этапов ее оценки сначала растет, достигает максимума при достижении окупаемости инвестиций в разработку, а затем сокращается, обнуляясь в конце периода рентабельной добычи нефти;
4. Кроме природных характеристик нефтяного месторождения, главным фактором, определяющим уровень и характер изменения предельных издержек на добычу единицы продукции (т нефти), являются используемая система воздействия на пласт, плотность скважин и комплекс геолого-технических мероприятий, которые в совокупности формируют реализуемый вариант разработки месторождения. Его экономическое обоснование дожно учитывать не только интересы недропользователя (инвестора), но и интересы собственника недр - государства. Поэтому в методологию выбора варианта разработки, утверждаемого государством, дожен быть внесен целый ряд регламентирующих положений:
- необходимо периодически (в случае существенных изменений среднесрочного прогноза цен мирового рынка нефти) устанавливать уровень цен на нефть (внутренней и экспортной), при которых все нефтяные компании обязаны обосновывать проектные решения, рассматриваемые и утверждаемые государственными органами;
- выбор варианта разработки месторождения дожен осуществляться в по результатам расчета показателей эффективности инвестиций в безналоговой среде: в случае достижения при этом варианте приемлемой для инвесторов эффективности инвестиций он и рекомендуется к утверждению;
- рассматриваемые варианты дожны быть сопоставимы по уровню достигаемой конечной нефтеотдачи: для этого директивно также дожны устанавливаться две величины - временной лаг и удельные инвестиции для подготовки запасов.
5. Наиболее подходящим критерием для выделения категорий запасов нефти по экономической эффективности их освоения являются удельные издержки на добычу нефти из остаточных запасов (разбуренных и неразбуренных). Сопоставление их текущей величины с данными прогноза цен на нефть на среднесрочный период (5-10 лет) позволяет судить о доходности разработки и эксплуатации запасов в условиях ДНС. Регистрация изменения во времени величины остаточных запасов (в результате списание и перехода остаточных запасов из одной категории в другую), может являться базой для принятия решений о необходимости создания льготных налоговых условия для дальнейшего их освоения.
Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Кочнев, Евгений Александрович, Москва
1. Азаматов В.И., Власенко В.В., Кочетков А.В., Кувыкин Ю.С., Лившиц В.Н., Носов И.А., Розман М.С. Опыт определения стоимости запасов нефти российской компании // Минеральные ресурсы России.- 1996.- № 5 -с.26-32.
2. Ампилов Ю.П. Методы геолого-экономического моделирования ресурсов и запасов нефти и газа с учетом неопределенности и риска. М.: Геоинформмарк, 2002.
3. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.: 1997. -341с.
4. Астафьева М.П., Маутина А.А. Фактор времени в расчетах экономической эффективности затрат на геологоразведочные работы. // Известия вузов. Геология и разведка . 1981 -N1. с.126-129.
5. Астахов А.С. Динамические методы оценки эффективности горного производства. М.: Недра, 1973,- 271 с.
6. Астахов А.С. Экономика разведки, добычи и переработки полезных ископаемых (геоэкономия) М.: Недра, 1991-316 с.
7. Бирман Г., Шмидт С. Экономический анализ инвестиционных проектов М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1997. - 631 с.
8. Быков Н.Е., Америка Л.Д., Черницкий А.В. Повариантное проектирование разведки многопластовых нефтяных месторождений. -М. : Недра, 1978.-184 с.
9. Валуйскова Т.Н., Халимов Э.М. О совершенствовании налоговойсистемы в нефтедобывающей отрасли // Нефть, газ и бизнес. 2001. -№1.-С. 54-55.
10. Валуйскова Т.Н. Инвестиционная стратегия разработки месторожденийв поздней стадии эксплуатации // Нефть, газ и бизнес. 2001. - № 4. - С. 16-18.
11. Виленский П. Д., Лившиц В. Н., Смоляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика. М.: Дело, 2002.
12. Временная методика экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти М.: ВНИИОЭНГ, 1986 - 40 с.
13. Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. Приказ МПР России от 7 февраля 2001г. №126.
14. Габриэлянц Г.А. Геология. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений: Учебник для техникумов. М.: Недра, 2000.
15. Геолого-экономическая оценка месторождений полезных ископаемых (методические рекомендации) М.: ВИЭМС, 1986, 226 с.
16. Гужновский Л.П. Экономика разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1977.
17. Д. Джонстон. Международный нефтяной бизнес. Налоговые системы и соглашения о разделе продукции. М.: ЗАО Олимп-Бизнес, 2000.
18. Девликамова Г.В. Анализ системы налогообложения предприятийнефтяной отрасли // Нефть, газ и бизнес. 2001. - №2. - С. 52-53.
19. Донской С.Е., Семнкозов Д.Е. Развитие государственного управленияпользования недрами в Норвегии // Нефть, газ & СРП. Приложение к журналу "Нефтегазовые технологии". 2003. - №2. - С .18-29.
20. Допонение к методическим указаниям по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. JL: ВНИГРИ, 1988, 65 с.
21. Дунаев В.Ф., Максимов А.К. Методы оценки экономическойэффективности доразработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес. 2000. - №2. - С. 59-63.
22. Дунаев В.Ф. Капитальные вложения и начальные инвестиции // Экономика и математические методы. 1990.- №6. - С. 1030-1041.
23. Дунаев В.Ф., Бахтизин Р.Н., Исмагилов А.Ф., Хасанов И.Ш. Методика обоснования многовариантного раздела продукции при освоении нефтяных месторождений на условиях СРП // Нефть, газ и бизнес. 2003.-№2. -С. 5-9.
24. Дунаев В.Ф., Кочнев Е.А. Проблемы экономической классификации запасов нефти. Нефть, газ и бизнес, № 6, 2003 г.
25. Дунаев В.Ф., Кочнев Е.А. Экономические проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, № 2, ВНИИОЭНГ, 2005 г.
26. Дунаев В.Ф. Еремин Д.И., Кочнев Е.А. Экономическая модель разработки и эксплуатации нефтяного месторождения. Нефть, газ и бизнес, № 4, 2005 г.
27. Ермилов О.М., Миловидов К,Н., Чугунов JI.C., Ремизов В.В. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М.: Наука, 1998.
28. Захаров Е.В., Никитин П.Б. О методике геолого-экономической оценки ресурсов нефти и газа российского шельфа в современных условиях недропользования // Нефть, газ и бизнес. 2002. - №5. - С. 45-52.
29. Зубарева В.Д., Андреева О.А. Экономический анализ инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности // Нефть, газ и бизнес.-2002. №5.-С. 60-63.
30. Иванова М. М., Чоловский И. П., Брагин Ю. И. Нефтегазопромысловая геология. М.: Недра, 2000.
31. Ильинский А.А. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа. -СПб, 1992.
32. Инвестиционное проектирование: практическое руководство по экономическому обоснованию инвестиционных проектов. М.: Финстатинформ, 1995.
33. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. М.: ГКЗ СССР, 1983.
34. Каждан А.Б, Кобахидзе Л.П. Геолого-экономическая оценка месторождений полезных ископаемых. М.: Недра, 1985.- 205с.
35. Кемпбел Р. Макконел, Стенли Л. Брю. Экономикс, т. 2. М. -Изд. Республика, 1992. 400 с.
36. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. М.: ГКЗ СССР, 1983.
37. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. М.: Финансы и статистика, 1998.
38. Ковалев В.В. Финансовый анализ: Управление капиталом, Выбор инвестиций. Анализ отчетности. М: Финансы и статистика, 1977 - 512 с.
39. Конопляник А.А. Горное законодательство России: перспективы повышения инвестиционной привлекательности // Минеральные ресурсы России. 1998.- №4. - С.24-30.
40. Кочнев Е.А. Методические подходы к классификации запасов нефти по экономической эффективности их освоения. Тезисы докладов Открытой конференции Молодежная наука нефтегазовому комплексу, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, март 2004 г.
41. Кочнев Е.А. Проблемы экономического обоснования проекта разработки нефтяного месторождения. Тезисы докладов 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И. Губкина, январь 2005 г.
42. Кочнев Е.А., Дунаев В.Ф. Проблемы экономического обоснования проекта разработки нефтяного месторождения. Нефть, газ и бизнес, № 4, 2005 г.
43. Крылов А.П., Алексеев A.M., Гужновский Л.П., Чудновский Г.Л. Моделирование развития и размещения нефтяной промышленности / М.: Недра, 1981.
44. Крюков В.А., Севастьянова А.Е., Шмат В.В. Нефтегазовые территории как распорядиться богатством? - Новосибирск, 1995.
45. Кузнецов Г.Н., Смирнов B.C. Фактор времени при экономической оценке минеральных ресурсов И Достижения и перспективы. Природные ресурсы и окружающая среда, 1983, вып.ЗО, №10 с.47 - 62.
46. Лещенко В. Е. Сравнительная оценка российской и американской классификации запасов нефти/ геология и разработка нефтяных месторождений. -1996.
47. Лисовский Н.Н., Новиков А. А., Халимов Э. М., Ягодин В.В. Доразведка разрабатываемых месторождений важный резерв попонения сырьевой базы нефтедобычи/ Геология нефти и газа - 1998. - № 11.
48. Мартос В.Н. Прогнозирование нефтеотдачи на стадии разведки месторождений. М.: Недра, 1989.
49. Матвеев А.И. Обоснование минимально допустимого среднего дебита скважин на нефтяных месторождениях Якутской АССР // в кн. Проблемы и перспективы развития нефтегазовых комплексов в Сибири. -Новосибирск: ИЭиОПП СО АН СССР, 1984 с.107 - 112.
50. Методика стоимостной оценки запасов и ресурсов углеводородного сырья. Министерство природных ресурсов, М.: 2003 -101с.
51. Методические материалы по экономической оценке нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1985 - 57 с.
52. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования Госстрой России, Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ, N7- 12/47 от 31 марта 1994 года.
53. Методические рекомендации по применению Временной методики экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти. Мингео СССР, Л.: ВНИГРИ, 1988.
54. Методические рекомендации по установлению геолого-географических критериев обоснования конкретных размеров ставок регулярных платежей за пользование недрами. Утверждены Приказом МПР РФ от 05.09.02 г. № 558.
55. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. М.: ВНИГНИ, 1983.
56. Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России.- М.: ВНИГНИ, 2000. -189с.
57. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. М.: Миннефтепром СССР, Мингео СССР, ВНИИ, ВНИГНИ, 1986.
58. Миловидов К.Н. Концепция перехода нефтяной и газовой отрасли к рыночной экономике. М.: ГАНГ им. Губкина, 1995.
59. Миловидов К.Н. Критерии и методы оценки эффективности воспроизводства запасов нефти и газа. М.: Недра, 1989.
60. Назаров В.И. Экономические проблемы освоения ресурсов нефти и газа. М.: Недра, 1989.
61. Назаров В.И., Никитин П.Б., Максимов Ю.И. К методике экономического обоснования нижних пределов дебитов скважин на месторождениях газа, законченных разведкой // в кн. Экономика геологоразведочных работ на нефть и газ. М.: ВНИГНИ, 1980 - с.96 - 104.
62. Налоговый Кодекс Российской Федерации (часть вторая) -Федеральный закон от 05.08.2000 г. N 117-ФЗ.
63. Никитин B.C. Теория и методы прогнозной экономической оценки минерально-сырьевых ресурсов. М.: Наука, 1988.
64. О недрах Федеральный закон от 21.02.1992 N 2395-1.
65. Перчик А.И. Основы горного права. М.: Недра, 1996.
66. Перчик А.И. Словарь-справочник по экономике нефтегазодобывающей промышленности. -М.: Недра, 1983.
67. Положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ. М.: ВНИГНИ, 1983.
68. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 15339-007-96). М.: Минтопэнерго, 1996.
69. Розин Б.Б, Ягольницер М.А, Робинсон Б.В, Ковалева А.Е. Статистическое прогнозирование технико-экономических нормативов в новых нефтедобывающих регионах. Новосибирск: ИЭ иОПП, 1990.
70. Сопоставление классификаций ресурсов и запасов нефти и газа России и США / Н.Н. Немченко, М.Я. Зыкин, И.С. Гутман, В.И. Пороскун // Геология нефти и газа- 1996.- № 8.- С. 20-24.
71. Федеральный закон "О недрах" от 10.08.2001 №126-ФЗ.
72. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа. М. Недра, 2003. 188 с.
73. Шамина Г.Г, Робинсон Б.В. Управление природными ресурсами. Новосибирск, 1997.
74. Шафраник Ю.К., Крюков В.А. Нефтегазовые ресурсы в круге проблем. -М.: Недра, 1997.
75. Экономические проблемы освоения ресурсов нефти и газа. М.: Недра, 1989, 106 с.
76. Ягафаров А.Ф. Нефтяные месторождения в поздней стадии эксплуатации: проблемы налогообложения и экологии. Ч М: Институт ИСПИН, 2004.