Нефтегазодобывающая отрасль

Таблица 4.2 - Классификация ресурсов нефти, газа и жидких углеводородов

Категория запасов	Освоение месторождений	Открытие и оценка	Поиски месторождения	Подготовка структур
Эксплуатируемые (накопленная добыча) Разрабатываемые Невведенные в разработку (неразбуренные) Перспективные (традиционные методы эксплуатации) Перспективные (новые методы эксплуатации) Ресурсы в недрах	М1 М2 М3 М4 М5 М6	О3 О4 О5 О6	П4 П5 П6	Р4 Р5 Р6

Параметры, определяющие степень извлечения ресурсов из недр, - технологические и экономические. Они, как правило, независимы, и для их характеристики можно использовать двумерное представление в виде матрицы (таблица 4.2). Категории запасов характеризуют одни и те же ресурсы с различной степенью неопределенности их оценки. Уровень неопределенности наибольший до момента разбуривания и снижается по мере накопления данных. Для классификации запасов используется степень риска и неопределенности, отражаемая в каждой ячейке. В этой матрице отсутствует масштаб, но горизонтальная ось отражает временные изменения (время растет справа налево и отражает прирост получаемой информации по мере изучения площадей).

Классифицируя запасы нефти, газа и жидких углеводородов (ЖУВ) по степени риска и неопределенности и относя их к соответствующей ячейке матрицы, можно составить отчет о запасах (по аналогии с бухгалтерским отчетом), который дает ясное представление об объемах запасов на каждой стадии разведки и разработки месторождений (таблица 4.3)

Таблица 4.3 - Типовой отчет о движении запасов

Показатель	Нефть, млн.т	Жидкие углеводороды, млн.т	Газ, млрд.м3
Накопленная добыча (Ml) Разрабатываемые запасы (М2) Неразбуренные запасы эксплуатируемых месторождений (М3) Неразбуренные запасы месторождений, не введенных в разработку (О3) Всего запасы (М2 + М3 + О3) Потенциальные запасы, извлекаемые на базе современной технологии на эксплуатируемых месторождениях (М4) Потенциальные запасы на базе новой технологии на эксплуатируемых месторождениях (M5) Потенциальные запасы на открытых месторождениях, не введенных в разработку (О4) Потенциальные запасы на подготовленных площадях и перспективных зонах (П4 + Р4 + П5 + Р5) Всего потенциальные запасы Геологические ресурсы на эксплуатируемых месторождениях (М6) Геологические ресурсы на неразбуренных открытых месторождениях (О6) Геологические ресурсы на подготовленных и перспективных площадях (П6 + Р6) Всего геологические ресурсы (М6 + О6 + П6 + Р6)

Проиллюстрируем варианты последовательного изменения статуса ресурсов и запасов в ходе проведения ГРР, осуществления технологических решений, изменения экономической конъюнктуры.

Поисковая стадия. После того как структура изучена, ресурсы из ячеек Р4 и Р6 переоцениваются и смещаются соответственно в ячейки П4 и П6.

Поиски-открытие месторождения. После бурения поисковой скважины-открывательницы коммерческий характер открытия еще предстоит установить. Исходя из данных о площади резервуара и каротажных материалов на основе объемного метода производится перемещение ресурсов в ячейки О4 и О6.

Оценка. Результаты бурения оценочных скважин достаточны для установления промышленной значимости месторождения. Объемы ресурсов в зоне дренирования скважин относятся к ячейке О3 (не введенные в разработку). Остальные запасы являются потенциально извлекаемыми и относятся к категории О4. Предположим, что этими скважинами вскрыта и газовая залежь, но если рынок газа отсутствует или добыча газа не планируется, то его ресурсы тоже относятся к категории О4. Потенциальные ресурсы других блоков залежи могут оставаться в ячейке Р4.

Оконтуривание, разработка. Предположим, что проект разработки месторождения, включающего три блока, одобрен руководством компании, ее партнерами и государственными службами. В проекте на данной стадии рассматривается разработка лишь одного из трех блоков месторождения. Тогда запасы нефти переместятся в ячейки М3, М4, М6, а запасы газа по-прежнему останутся в ячейке О4, поскольку их коммерческая ценность еще не определена.

Расширение площади нефтегазоносности. Пусть один из блоков введен в разработку (пробурены две скважины), на нем ведется добыча (объемы запасов распределятся в ячейках MI, M2, М6), а на другом блоке пробурена успешная оценочная скважина, но эксплуатационное бурение еще не начато (запасы попадают в ячейки МЗ, М6). Третий блок остается все еще не разбуренным (с ресурсами П4, П6). Запасы газа при этом не изменились.

Поддержание пластового давления. Успешное применение заводнения может повысить коэффициент нефтеотдачи, и произойдет смещение ресурсов в ячейки О4 или П4. Уплотнение сетки скважины совместно с газлифтом также повысит нефтеотдачу. Если часть уплотняющих скважин экономически выгодна, то можно рассчитать запасы в ячейках МЗ, М4.

Предположим, что нефтеотдачу можно повысить также за счет третичных методов; соответственно будут рассчитываться запасы в ячейке П5. Пусть для второго блока одобрена технология заводнения. Тогда часть запасов может быть переведена из ячейки М4 в ячейку МЗ. Если последующая оценочная скважина установит отсутствие нефти ниже водонефтяного контакта, то объем ресурсов по этому блоку подлежит списанию.

Повышение нефтеотдачи третичными методами. Предположим, что обоснована целесообразность использования третичных методов. Тогда запасы П5 могут быть переведены в категорию М5. Если бурятся нагнетательные скважины, то часть запасов может быть переведена из категории М5 в категорию М3. Точно так же часть запасов газа за счет уплотняющего бурения и технологии газлифта может быть переведена из О4 в М3.

Допустим, что происходит рост цен на нефть, в результате чего оказывается оправданным дополнительное бурение уплотняющих скважин (часть запасов смещается из М4 в М3). При осуществлении проекта газлифтной эксплуатации запасы газа переводятся из МЗ в М2.

Если проект заводнения оказывается успешным и планируется его осуществление в полном масштабе, то запасы переходят из М3 в М2. В результате больший объем запасов может быть переведен из ячейки М4 в М3. Проект использования третичных методов утверждается и реализуется, однако это не приводит к движению запасов, поскольку их технологическая эффективность не доказана (запасы остаются в ячейке М5).

Изменение в налогообложении. Предположим, что изменяются условия налогообложения. Это означает, что последующее уплотнение скважин может оказаться нецелесообразным (оставшиеся запасы М3 смещаются в М4).

Если использование третичных методов технологически эффективно, но изменение налоговых условий означает, что реализация проекта в полном масштабе неоправдана и запасы нефти переводятся из М5 в М4.

Аналогичным образом рассматривается движение запасов, обусловленное внедрением новых технологий (горизонтального бурения, трехмерной сейсмики), изменением процентных ставок и стоимости капитала для компании, а также цен на углеводородное сырье, различными формами государственного регулирования. Учет этих факторов позволяет более корректно оценивать движение запасов как важнейшего элемента активов компании.

Для учета изменения запасов важно, чтобы их оценки были согласованы по объектам и во времени и они выражались в виде ожидаемой величины. Это достигается двумя способами.

Использованием имитационных методов.

Определением минимального и максимального значений величины запасов исходя из логнормального распределения; их устанавливают на уровне 22 и 58% соответственно. Такие данные легче интерпретировать.

Состояние ресурсной базы компании в изучаемых регионах является исходным моментом в разработке программы их освоения. Для характеристики ресурсных возможностей отдельных нефтегазоперспективных районов можно использовать следующие показатели:

долю неоткрытых ресурсов и запасов по отношению к общей величине начальных суммарных ресурсов (НСР) рассматриваемого района или нефтегазоносного комплекса (НТК)

;

долю неоткрытых ресурсов каждого района (НГК) в суммарной величине неоткрытых ресурсов региона

На основе расчета этих показателей можно составить представление о степени разведанности районов и судить об их значимости в воспроизводстве запасов компании или региона. Полезно объединить эту информацию в виде таблица 4.4, которая обеспечит предварительную качественную оценку ресурсного потенциала. Аналогичным образом можно классифицировать отдельные нефтегазоносные области и районы с более дробной градацией характеристик ресурсов.

Таблица 4.4 - Оценка степени разведанности запасов по районам и их значимости

	Степень разведанности НСР
	высокая	низкая
Вклад в обновление будущих мировых запасов нефти	Высокий
	Низкий

Для более полной характеристики состояния освоенности ресурсов нефтегазоносных района, области, провинции целесообразно использовать следующие дополнительные показатели, рассчитанные на каждый плановый отрезок времени.

1. Коэффициент истощения (выработанности) запасов для совокупности эксплуатируемых месторождений

, (4.2)

где - накопленная добыча по месторождению i к моменту t;

- начальные извлекаемые запасы i-го месторождения;

- номер месторождения, 1 < i < n;

n - число месторождений.

2. Коэффициент истощения (выработанности) ресурсов по объекту оценки

, (4.3)

где - начальные суммарные ресурсы объекта оценки.

Этот коэффициент менее информативен, поскольку оценка НСР весьма приближенная.

Коэффициент обеспеченности эксплуатируемых запасов (коэффициент текущего резерва мощности добычи)

, (4.4)

где - суммарные запасы категорий С1 и С2 по месторождениям на конец рассматриваемого года;

- то же для категорий А + В.

4.Коэффициент освоенности запасов

, (4.5)

5. Коэффициент разведанности суммарных ресурсов

, (4.6)

где - начальные суммарные ресурсы объекта оценки.

6. Коэффициент выявленности локализованных ресурсов

, (4.7)

7. Коэффициент локализованности неоткрытых ресурсов

, (4.8)

Совместное рассмотрение этих показателей в динамике и в сравнении с другими районами может обеспечивать ценную информацию о характере движения запасов и сложившихся пропорциях. В сочетании с затратными характеристиками по отдельным стадиям освоения ресурсов знание этих коэффициентов позволяет принимать взвешенные решения о распределении капиталовложений по отдельным стадиям и видам работ.

Для оценки перспективности освоения районов необходимо знать экономические характеристики ресурсов (затраты на их освоение, ожидаемый чистый доход), а также степень риска, связанного с достижением планируемого результата. Один из методов геолого-экономической классификации перспективных объектов с точки зрения риска капитальных вложений, направляемых в разведку и разработку, состоит в следующем.

Вначале в рассматриваемом нефтегазодобывающем районе все ресурсы нефти и газа по открытым месторождениям и накопленная на данный момент добыча соизмеряются на базе единого энергетического или стоимостного эквивалента. Затем для каждой площади рассчитывается коэффициент использования запасов () как отношение накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам (НИЗ). Все объекты ранжируются в возрастающем порядке значений этого коэффициента, а затем суммируются нарастающим итогом.

На следующем этапе для каждой площади рассчитывается величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Затем она суммируется нарастающим итогом и определяется отношение накопленного реализованного ЧДД к потенциально возможному. Накопленная величина ЧДД () делится на суммарную его величину, чтобы определить процент реализации потенциальной ценности ресурсов нефти и газа.

Процесс освоения нефтегазовых ресурсов, регулируемый посредством выбора методов и интенсивности ведения геолого-разведочных работ и разработки, можно представить в виде многофазной системы управления (рисунок 4.14).

На схеме представлен многостадийный процесс выявления, подготовки и извлечения запасов соответствующих категорий. Каждый этап или фазу характеризуют следующие признаки:

· результат работ (имеет вероятный характер и представляет собой промежуточную продукцию в виде задела для следующего этапа);

· качество функционирования системы на данном этапе, в наиболее общей форме его можно охарактеризовать показателем надежности оценки соответствующих параметров;

· параметры управления, посредством которых поддерживаются необходимые пропорции между отдельными фазами системы с целью обеспечения оптимальных по некоторым критериям результатов функционирования всей системы освоения ресурсов нефти и газа;

· «фильтр», позволяющий отбраковывать нерентабельные на данном этапе объекты поиска и разведки и оставлять лишь эффективные по некоторым критериям;

· механизм возврата в систему - при пересмотре пороговых критериев фильтрации объектов в связи с изменением цен и темпов научно-технического прогресса, а также в результате пересмотра геологических материалов;

· обратная связь, регулирующая систему посредством изменения основных управляющих параметров (кратность запасов, обеспеченность фондом структур и т.д.);

· лаг времени, связанный с перерывами между отдельными этапами и стадиями работ.

Помимо внутриотраслевых параметров управления выделены также общие, среди которых следует отметить в первую очередь уровень цен на нефть и газ, цены, тарифы, нормы эффективности производственных ресурсов, уровень НТП, состояние производственной и социальной инфраструктуры в регионе и ряд других.

Специфические параметры управления ресурсами и запасами различных категорий следующие:

· на региональном этапе - степень охвата перспективных территорий геолого-геофизическими работами;

· на этапах выявления и подготовки структур и АТЗ - коэффициент восполнения фонда структур или воспроизводства запасов категорий С2 и С3;

· на этапе поискового бурения - интенсивность открытия новых месторождений;

Рисунок 4.4 - Система управления ресурсами

· на этапе разведочного бурения: коэффициент ввода открытых месторождений в разведку, определяющий объем подготовки запасов С2 и частично C1; коэффициент обеспеченности добычи запасами промышленных категорий или степень воспроизводства извлеченных запасов;

· на этапе разработки месторождений: коэффициент ввода разведанных месторождений в разработку; интенсивность отбора запасов или степень использования запаса, обеспечивающего текущий или среднесрочный период;

· на этапе добычи - момент прекращения извлечения запасов.

В свою очередь, каждому этапу (фазе) можно поставить в соответствие некоторые показатели качества функционирования. Отметим наиболее важные из них:

· вероятность правильного обнаружения аномалии (структуры или АТЗ);

· коэффициент подтверждаемости структур;

· коэффициент успешности поискового бурения;

· точность определения основных геолого-промысловых параметров, характеризующих промышленную ценность и целесообразность ввода месторождений в разведку;

· точность определения подсчетных параметров, необходимых для составления технологической схемы и проекта разработки;

· степень извлечения нефти, газа, конденсата и других полезных компонентов.

Отличительной особенностью рассматриваемой многофазной системы является небезвозвратный характер выбытия отбракованных объектов. Возвращение некоторой части бесперспективных, некондиционных и труднодоступных объектов возможно вследствие переинтерпретации геолого-геофизической и промысловой информации, изменения экономической конъюнктуры, научно-технических достижений, изменений в производственной и социальной инфраструктуре района ведения работ. По мере повышения степени разведанности и истощения ресурсов регионов интенсивность возврата к объектам низкого качества увеличивается, и забалансовые в прошлом запасы и месторождения начинают играть заметную роль в воспроизводстве запасов. Однако данный процесс характеризуется высокой степенью неопределенности, поскольку ни вероятности, ни сроки перевода забалансовых объектов в балансовые заранее не известны. Это обстоятельство серьезно затрудняет для компаний экономико-математическое моделирование воспроизводства запасов нефти и газа.

Описанная схема позволяет производить геолого-экономический анализ процесса перевода начальных суммарных ресурсов в запасы промышленных категорий, используя современный математический аппарат теории управления при условии, что можно аналитически описать основные производственные функции, связывающие затраты и результаты на каждом из этапов.

Одна из важнейших задач в процессе управления движениями ресурсов - обоснование предельных значений критериев выбора решений.

Существует много публикаций, в которых обсуждаются вопросы определения оптимальных предельных параметров процесса подготовки и освоения запасов нефти и газа, таких как предельно допустимый уровень затрат на ГРР, предельные кондиции запасов, вовлекаемых в разработку, экономически целесообразная величина КНО, минимально рентабельные начальные и конечные дебиты скважин и др.

Авторы этих публикаций предлагают различные, нередко противоречивые методические подходы при решении отдельных задач. Общий их недостаток - отсутствие единой методологической концепции экономической оценки мероприятий в области подготовки и рационального использования ресурсов нефти и газа. В частности, в литературе по нефтяной экономике в качестве основного критериального показателя преимущественно используются средние, а не приростные (предельные) затраты.

Между тем целесообразно рассматривать вопросы оптимального управления использованием нефтегазовых ресурсов на всех стадиях их освоения с единой позиции. При этом оценка мероприятий НТП выступает как один из элементов сравнения возможных альтернатив.

В экономической теории показано, что оптимальное распределение затрат на различные альтернативные решения соответствует ситуации, когда предельные эффекты вложений одинаковы и равны цене продукции.

Руководствуясь этим подходом, можно сформулировать основные экономические принципы, которые управляют процессом движения нефтяных и газовых ресурсов в направлении конечной продукции. Эти принципы едины для всех стадий освоения ресурсов. Для любого месторождения или их совокупности необходимо стремиться к уравниванию приростных (предельных) затрат на соответствующем этапе с ценой на нефть (при условии, что цена правильно отражает эффективность ее использования обществом), т.е. с оптимальной ценой, балансирующей платежеспособный спрос на нефть и газ.

Рассмотрим четыре основных этапа освоения ресурсов, на которых принимаются решения о целесообразности новых вложений или продолжении работ. Покажем действие этих принципов на каждом из этапов. Поскольку ресурсы нефти и газа получают ценностное выражение лишь на стадии добычи, будем рассматривать процесс движения ресурсов в обратном направлении - от добычи к поискам месторождений.

На стадии эксплуатации полностью разбуренных месторождений приростные затраты на добычу дополнительной тонны нефти (состоящие только из текущих затрат) должны быть равны ее цене. Управление осуществляется путем выбора суммарного объема извлекаемых запасов.

На стадии разбуривания и интенсификации разработки месторождений, когда решается вопрос об оптимальных темпах отбора (или темпах истощения запасов) и целесообразности бурения уплотняющих скважин, дополнительные капитальные затраты на бурение должны быть равны выигрышу, получаемому компанией за счет более быстрой реализации продукции. При этом необходимо учесть также выигрыш за счет возможного увеличения нефтеотдачи. Управление осуществляется путем выбора соответствующей сетки эксплуатационных скважин.

На стадии экстенсивного освоения подготовленных запасов, когда принимается решение о вводе в разработку новых месторождений или отдельных менее продуктивных нефтегазоносных залежей и горизонтов в пределах эксплуатируемых месторождений, исходя из принципа равенства суммарных приростных затрат на разработку и эксплуатацию и цены на нефть (газ), определяется экономический предел вовлечения в разработку объектов с запасами ухудшенного качества. Управление осуществляется путем выбора размеров замыкающих объектов и их кондиций.

4. На стадии поисков и разведки месторождений при решении вопроса о продолжении или расширении объемов ГРР проводится сравнение суммарных приростных затрат на ГРР, разработку и эксплуатацию ожидаемых открытий с предельными затратами на этапах 1-3 для вводимых в разработку или эксплуатируемых месторождений. Оптимум соответствует их равенству и одновременно равенству трех видов приростных затрат и цен. Поэтому ГРР целесообразно проводить вплоть до момента, когда суммарная стоимость последней единицы выявляемых запасов не превышает предельных затрат в разработке (этапы 2, 3) или эксплуатации (этап 1).

На каждом из этапов освоения нефтегазовых ресурсов осуществляются мероприятия по совершенствованию техники, технологии, методики ведения работ, что требует соответствующих капиталовложений. Их целесообразность можно определить, следуя тем же принципам: рост затрат на мероприятия НТП целесообразен при условии, что его результаты отвечают требованиям предельных соотношений на этапах поисков, разведки, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Предложенные критерии позволят на единой методической основе производить оценку и выбор вариантов на различных этапах поисков, разведки, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Для этого необходимо разработать соответствующие методы расчета приростных затрат на каждой из рассматриваемых стадий работ.

В соответствии с приведенными четырьмя предельными соотношениями совершенно очевидна необходимость учета фактора времени в наших оценках. В теории исчерпаемых ресурсов показано, что с увеличением нормы дисконтирования темпы добычи должны расти, поскольку ценность 1 т нефти в будущем уменьшается по сравнению с ее текущей ценностью. Однако такая аргументация не учитывает ряд важных характеристик нефтяной отрасли. Во-первых, нефтегазодобыча характеризуется высокой капиталоемкостью. Ввод в разработку новых месторождений, особенно в труднодоступных районах и на шельфе, требует крупных капиталовложений. Процесс создания мощностей по добыче не мгновенный, и существует большой лаг времени между началом разработки и добычи. Поэтому капиталовложения, приведенные к началу добычи, возрастают в еще большем размере: при норме дисконта Е = 0,08 и периоде разработки 5-8 лет 1 руб. капитальных затрат с позиций общества окажется равным 1,47-1,85 руб.

При системе внешнего финансирования отношение этих накопленных выплат за пользование кредитом к годовому доходу предприятия будет большим. Следовательно, с увеличением нормы дисконта затраты на разработку существенно возрастут. С этих позиций высокий дисконт, при прочих равных условиях, приводит к снижению темпов капиталовложений в разработку и, следовательно, к уменьшению темпов исчерпания запасов. Поскольку влияние дисконта разнонаправленно, оптимальный темп эксплуатации запасов однозначно не определен. Не исключено, что суммарный эффект влияния нормы дисконта на темпы эксплуатации в итоге окажется небольшим.

8.4 Воспроизводство нефтегазовых ресурсов

Для нефтегазодобывающей отрасли характерно не только постепенное истощение промышленных запасов в процессе добычи, но и устойчивая тенденция к снижению годовых объемов добычи по каждому месторождению. Поэтому для поддержания неизменного уровня добычи необходимо осуществлять капитальные затраты на создание новой мощности. При этом суммарную новую мощность в каждый момент времени следует разделять на величину, направляемую на компенсацию, и на чистый прирост добычи. На рисунке 4. 5 показана схема воспроизводства мощностей в добыче

Рисунок 4.5 - Схема воспроизводства мощностей в добыче

Как видно на рисунке 4.5, мощность , введенная в начале планового периода, падает. Поэтому в период 1 необходимо ввести новую мощность, которая обеспечит компенсацию падения и чистый прирост . Линия развития добычи в районе представлена кривой .

Анализ затрат может следовать основным этапам освоения ресурсов нефти и газа: подготовка запасов за счет ГРР, разработка и эксплуатация месторождений. Тогда затраты на воспроизводство 1 т нефти составят:

, (4.9)

где - суммарные затраты на воспроизводство 1 т запасов;

- затраты на ГРР, обеспечивающие прирост запасов в размере, эквивалентном извлекаемым запасам (т.е. с учетом коэффициента достоверности запасов категории );

- затраты на создание производственной мощности для разработки запасов , обеспечивающих добычу ;

- эксплуатационные затраты на добычу в размере , обеспечиваемую запасами .

Однако при такой оценки затрат на воспроизводство нефти не учитывается ряд факторов, в первую очередь лаг между моментом открытия месторождения, подготовкой запасов и добычей. Поэтому понятие «затраты на воспроизводство 1 т нефти» не может быть положено в основу определения затрат, непосредственно сопоставимых с ценой на нефть.

Затраты на разработку месторождений есть функции параметров

, (4.10)

где - капиталовложения в разработку;

- начальная годовая мощность;

- норматив дисконтирования;

- постоянная падения добычи;

- срок разработки месторождения.

Важнейшей характеристикой месторождения является величина удельных капитальных затрат на прирост 1 т новой мощности:

, (4.11)

Приросты добычи могут достигаться двумя путями: интенсивным (за счет более плотной сетки скважин на месторождении) и экстенсивным (за счет ввода в разработку новых месторождений в районе).

При интенсификации разработки месторождений с увеличением темпов падения возрастают удельные затраты на добычу. Поэтому интенсификация оказывается неоправданной, если в разработку могут быть введены новые месторождения с меньшими удельными затратами на прирост единицы мощности.

До тех пор пока имеются разведанные месторождения, для которых удельные капитальные вложения на создание 1 т новой мощности примерно равны удельным затратам по эксплуатируемым месторождениям, будет наблюдаться тенденция к сохранению одинаковых, относительно низких значений коэффициента падения по району в целом. Примерно такие же темпы падения будут отмечаться на объектах, вводимых в различные периоды.

С другой стороны, если отношение существенно выше для новых месторождений, то экономически выгоднее интенсифицировать эксплуатацию действующих месторождений при соответствующем увеличении на них темпов добычи. Поддержание некоторого неизменного темпа падения добычи относится к разработке месторождений, когда прирост добычи обеспечивается экстенсивным путем.

Кривая «затраты-выпуск» по отдельному месторождению может аппроксимироваться экстенсивной кривой в целом для района только в том случае, если для новых месторождений, вводимых в разработку, отношение несущественно отличается от его значения, наблюдаемого в прошлом. Если на новых объектах ввод мощности обеспечивается при значительно более высоких удельных капитальных затратах, то экстенсивный путь развития добычи будет сопровождаться интенсификацией разработки действующих месторождений.

Влияние удельных капитальных вложений на выбор оптимальных темпов извлечения запасов можно рассмотреть на примере следующей упрощенной модели.

Величина дисконтированного чистого дохода ЧДД от эксплуатации месторождения определяется по формуле

, (4.12)

Упростим задачу.

А. Будем полагать, что капиталовложения пропорциональны числу скважин:

, (4.13)

где - стоимость бурения и промыслового обустройства одной эксплуатационной скважины;

N - число эксплуатационных скважин.

Б. темпы падения пропорциональны числу скважин:

, (4.14)

В. Начальная мощность может быть увеличена за счет бурения дополнительных скважин с одинаковой продуктивностью:

, (4.15)

где - средний дебит одной эксплуатационной скважины.

Подставляя выражения (4.12)-(4.14) в исходную формулу и производя интегрирование (полагая достаточно большим) получаем

, (4.16)

Оптимальное число скважин определится из условия равенства первой производной по :

, (4.17)

Подставляя значения из выражений (4.12)-(4.13), получаем

, (4.18)

Из уравнений (4.17) и (4.18) следует, что для заданных цен и норм дисконта оптимальные темпы падения добычи на месторождении зависят от величины удельных капитальных затрат на прирост единицы мощности. Поэтому, возможно, выгодно эксплуатировать некоторые объекты более интенсивно, чем другие, и увеличивать по ним добычу, т.е. увеличивать темпы падения. Как видно из уравнения (4.18), чем ниже величина отношения , тем выше оптимальные темпы отбора по данному месторождению.

С ростом цен выгодно эксплуатировать ранее нерентабельные месторождения с высокими значениями удельных затрат .

При увеличении цен на нефть месторождения с относительно низкими значениями отношения становятся особенно выгодными объектами для эксплуатации. В этом случае целесообразно бурение на них уплотняющих эксплуатационных скважин, чтобы увеличить величину .

Предположим, что в некотором районе установленная мощность обеспечивает темпы отбора, равные 6%. Тогда при ценах 250 тыс. р./т увеличение добычи в районе должно производиться за счет ввода в разработку месторождений с удельными затратами около 120 тыс. р./т. На более продуктивных месторождениях с меньшими удельными затратами максимальный эффект достигается, если разбуривают месторождения и создают мощности, позволяющие получить темпы отбора более 6%. Например, для = 80 оптимальные темпы отбора будут равны приблизительно 10%.

Таким образом, существует стимул к более интенсивному разбуриванию месторождений с более низкими значениями удельных затрат , когда альтернативной этому является разработка новых месторождений с более высокими удельными затратами. Однако очевидно, что интенсивность разработки месторождений не должна достигать такого уровня, когда удельные затраты станут равными для всех месторождений. В литературе неоднократно отмечались отрицательные последствия высоких темпов отбора по высокопродуктивным объектам: неустойчивая, пикообразная динамика добычи, необходимость направлять крупные капиталовложения на замену выбывающих мощностей и др.

Если приростные затраты при увеличении добычи экстенсивным путем растут, то будет наблюдаться тенденция к сдерживанию ввода новых объектов и к более интенсивной отработке существующих. Однако с усилением интенсивности разработки действующих месторождений растут темпы падения. Поэтому использование одинаковых темпов падения, усредненных во времени и по объектам, приведет к колебаниям компенсационной мощности и приростных затрат.

Если исходить из оценок средних темпов падения по району и использовать экспоненциальную модель падения добычи, то будет наблюдаться тенденция к выбору таких темпов разбуривания, при которых достигаются примерно одинаковые темпы падения. А это означает, что кратность запасов к годовой добыче сохранится на неизменном уровне.

Существуют оптимальные темпы подготовки запасов, позволяющие поддерживать постоянной кратность запасов к добыче , где - суммарная величина разведанных запасов, - годовой объем добычи. Обозначив годовой прирост запасов через , запишем:

, (5.19)

Полагая и вводя параметр - годовые темпы роста добычи (спроса на нефть), получим:

, (5.20)

Или

. (5.21)

Таблица 4.5 - Расчет необходимых темпов прироста запасов для заданной кратности и темпов добычи

	1 1,5 2	1 2 3	1 2,5 4

В таблице 4.5 представлены результаты примерного расчета. Если темпы добычи возрастают на 5% в год, то для поддерживания кратности лет необходимо ежегодно разведывать в 2,5 раза больше запасов, чем их извлекается из недр. Если ежегодный прирост добычи составляет 10%, то прирост запасов должен превышать их отбор в 4 раза. Для постоянного спроса прирост запасов должен в точности компенсировать годовую добычу.

В развитии нефтяной промышленности можно выделить периоды, в течение которых было реализовано требование «экономической воспроизводимости» запасов нефти. Лишь в периоды, когда таковая не достигается, можно говорить о невоспроизводимости нефтегазовых ресурсов. Затраты воспроизводства нефти и газа, т.е. себестоимость открытия и добычи дополнительной тонны, могут быть выше, ниже или равны затратам производства по разрабатываемым запасам. Если затраты на воспроизводство 1 т.н.э. превышают затраты на производство 1 т.н.э. из подготовленных запасов, то долгосрочные приростные затраты («затраты развития») являются возрастающими. Если затраты воспроизводства нефти меньше затрат производства, что означает более низкий уровень затрат на подготовку запасов и добычу в новых районах по сравнению с затратами на добычу из разведанных запасов, то долгосрочные затраты на получение 1 т.н.э. имеют тенденцию к снижению. В основе такой классификации лежит концепция «максимально допустимых затрат» (МДЗ) на открытие и подготовку единицы запасов. Величина МДЗ представляет наибольшую величину из двух: затрат на добычу на известных месторождениях и затрат на воспроизводство разведанных запасов.

Эта концепция «производства-воспроизводства» нефти существенна для объяснения экономики нефтяной отрасли. Когда затраты воспроизводства становятся устойчиво выше уровня затрат производства нефти, наблюдается следующее:

· экономические стимулы к созданию новых предприятий становятся слабыми, поскольку такие предприятия вынуждены эксплуатировать месторождения с более высокими издержками добычи по сравнению со старыми добывающими предприятиями, и лишь ожидаемое увеличение спроса вынуждает предприятия вести поиски и разведку новых месторождений;

· по мере повышения спроса на нефть цены имеют тенденцию к росту, что требует ввода в разработку все более дорогостоящих месторождений;

· действующие предприятия уже не стремятся к соглашению о контроле рынка, поскольку с увеличением долгосрочных затрат их экономическая ситуация улучшается.

До тех пор пока обеспечивается экономическая воспроизводимость ресурсов, нефть и газ могут рассматриваться в качестве обычного (т.е. воспроизводимого) продукта, и в таком случае логично, что цена ресурсов должна ориентироваться на уровень долгосрочных затрат их производства. Однако если экономическая воспроизводимость не обеспечивается, то ресурсы нефти и газа истощаются и в экономические расчеты необходимо ввести временной параметр, отражающий стоимость истощения; 1 т нефти, извлеченная сегодня, не существует для будущих периодов. Поэтому цена ресурсов должна учесть «затраты обратной связи» (потребительную стоимость), которые несет предприятие или общество вследствие истощения ресурсов. Цена ресурса должна превышать затраты производства, потому что накопленный во времени спрос превышает объем рентабельных для извлечения ресурсов. Если бы для заданного уровня цен, достаточного для возмещения затрат на добычу, накопленный спрос был меньше величины запасов, то не было бы необходимости учитывать стоимость использования (потребительную стоимость) ресурсов. Эти затраты, отражающие величину «жертвы», которую несет производитель продукции, ресурсы которого истощаются, можно интерпретировать как «ренту истощения», однако она не обладает свойствами абсолютной ренты К. Маркса, а также дифференциальной или монопольной ренты Д. Рикардо.

Имеющиеся у нефтяных компаний возможности для воспроизводства активов можно классифицировать следующим образом:

Выбор типа инвестиционных проектов. Он зависит от позиции компании к ее финансовым обязательствам, ожидаемому доходу и риску неудачи.

Выбор направления инвестирования:

· проекты, ориентированные на определенные географические зоны (страны),

· технологически ориентированные проекты,

· проекты с высокими рисками,

· финансово-ориентированные проекты (акцент на рост добавленной стоимости компании).

3. Выбор периода инвестирования: начальная стадия, конкурентная стадия, зрелая стадия, стадия истощения запасов.

4. Выбор способа приобретения активов. Он определяется имеющимися предложениями со стороны государства или других компаний. Существуют стандартные типы соглашений, как между компаниями, так и между компанией и государством, в результате которых компания получит доступ к активам: прямые переговоры, аукционные торги, аренда, покупка прав на добывающие активы, покупка и продажа активов с целью их рационализации, слияния и поглощения компаний.

В разведке и нефтедобыче компании имеют две возможности увеличения стоимости за счет слияний и поглощений. Первая из них связана с оборонительной стратегией, при которой консолидация активов дает основной эффект в виде сокращения издержек производства, тогда как рост компании рассматривается в качестве перспективной цели. Вторая представляет собой наступательную стратегию, обеспечивающую быстрый рост компании за счет объединения ресурсов.

Глава 9. Перспективы развития отрасли

Для преодоления негативных явлений в отрасли и вывода ее на прогрессивный уровень развития нужны новые механизмы регулирования отношений в экономической сфере, т.е. механизмы ориентированные на оперативный учет постоянно меняющихся внешних условий хозяйствования и запросов рынка.

9.1 Роль государства в управлении отраслью

Основной функцией государства по поддержанию рыночного механизма функционирования экономики является обеспечение правовой базы. При этом государство применяет регуляторы, стабилизаторы, социальные компенсации. Данные инструменты государственного регулирования применяются в методах прямого и косвенного воздействия на экономику.

К методам прямого государственного воздействия относят:

· определение стратегических целей развития экономики и их выражение в индикативных и других планах, целевых программах;

· государственные наказы и контракты на поставку определенных видов продукции, выполнение работ, оказание услуг;

· государственная поддержка программ, заказов и контрактов;

· нормативные требования к качеству и сертификации технологии и продукции;

· правовые и административные ограничения и запреты по выпуску определенных видов продукции;

· лицензирование операций по экспорту и импорту товаров, т.е. внешнеторговых операций.

Прямые методы, не связаны с созданием дополнительного материального стимула или опасностью финансового ущерба и базируются на силе государственной власти.

Методы косвенного государственного регулирования экономических процессов опираются в основном но товарно-денежные рычаги, воздействуют на экономические интересы субъектов хозяйственной деятельности. К ним следует отнести:

· налогообложение, уровень обложения и система налоговых льгот;

· регулирование цен, их уровень и соотношение;

· платежи за ресурсы, ставки процента за кредит кредитные льготы;

· таможенное регулирование экспорта и импорта, валютные курсы, условия обмена валют.

Сфера применения косвенного регулирования но мере развития рыночной экономики значительно расширяется сужая возможности прямого вмешательства государства в процессы расширенного воспроизводства.

Схематически система государственного регулирования экономики представлена на рис. 9.1.



Рис. 9.1. Схема государственного регулирования экономики

В современной российской экономике ТЭК выполняет системообразующую функцию. Поэтому требования к качеству и эффективности государственного регулирования в данном секторе экономики чрезвычайно велики. Как видно из рис. 9.1.

К инструментам государственного регулирования ТЭК относятся:

· -структурная политика (включая реформирование естественных монополий), направленная на построение конкурентных отношений в отраслях ТЭК, в частности установление недискриминационных правил доступа к инфраструктуре для всех участников, повышение прозрачности сделок купли-продажи энергоресурсов, создание организованных институтов открытой торговли энергетическими ресурсами на биржевых принципах;

· -взаимосвязанные меры ценового (тарифного), налогового и таможенного регулирования;

· -создание и развитие соответствующих механизмов государственного контроля над энергетическими рынками.

Цель государства - разработать фискальную систему, позволяющую получить максимальный доход с компаний, осваивающих месторождения, сохраняя их инвестиционную привлекательность. В мировой практике основными видами платежей при производстве минеральных ресурсов являются бонусы, ренталс, роялти и налоги. В Российской Федерации законом "О недрах" установлены различные виды платежей за пользование недрами, как разовые, так и регулярные. Предприятия ТЭК, помимо общих налогов и сборов, платят и специальные налоги, взимаемые с недропользователей - акцизы на отдельные виды минерального сырья (природный газ) и налог на добычу полезных ископаемых (введен в 2002 г.). По каждому их виду предусматривается единая ставка налога, в то время как до 2002 г. ставки дифференцировались в зависимости от горно-геологических и экономико-географических показателей месторождения и устанавливались в лицензии.

Законы, регулирующие деятельность топливно-энергетического комплекса, можно условно разделить на три группы

Таблица 9.1 Законодательная система регулирования ТЭК

Направления законодательной базы	Законодательная база
1. Законы, предметом регулирования которых являются непосредственно ТЭК и условия их деятельности на рынке	1. О естественных монополиях 2. Об особенностях несостоятельности (банкротства) субъектов естественных монополий топливно-энергетического комплекса 3. О недрах 4. О соглашениях о разделе продукции
2. Отраслевые законы	1. О газоснабжении в РФ 2. Об энергетике 3. О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию РФ 4. Об энергоснабжении
3. Законы, регулирующие различные аспекты хозяйственной деятельности	1. Гражданский кодекс 2. Кодекс об административных правонарушениях. 3. О приватизации государственного и муниципального имущества и др.

Большая часть законов отражает специфику функционирования отрасли и в первую очередь мировую практику недропользования.

В сфере освоения природных ресурсов мировая практика предполагает следующий механизм недропользования: принимающая сторона (государство) выбирает соответствующую контрактную форму соглашений с инвестором; наиболее распространенными вариантами являются лицензии как форма административного права и концессии/соглашения о разделе продукции (СРП) как форма гражданского права.

Главное отличие договорной системы кроется в самом факте заключения контракта между компанией-подрядчиком и государством, а также в соответствующем переходе отношений в гражданско-правовую плоскость. Если государство может отозвать лицензию в одностороннем порядке, то контракт этого сделать не позволяет (хотя в таких документах, как правило, присутствует пункт об одностороннем расторжении договора государством в "исключительных случаях", но позиция государства в любом случае должна быть обоснованной). Государство не может также изменять отдельные пункты договора, наиболее. важным из которых является фиксация налоговой нагрузки на весь срок его действия. При лицензионной системе налоговая нагрузка на лицензиата может меняться вслед за изменениями налогового законодательства. Государства с развитой экономикой и правовой системой отдают предпочтение лицензионной форме управления недрами. Подобная практика недропользования распространена в Норвегии, Австралии, США, Великобритании, Канаде и ряде других развитых стран.

Соглашение о разделе продукции предусматривает, что только часть добытого сырья становится собственностью компании-инвестора. Другая часть передается принимающей стороне в счет оплаты за пользование природными ресурсами. Весь риск поисково-разведочных работ несет инвестор, так как связанные с этим затраты окупятся лишь в случае обнаружения на месторождении коммерчески рентабельных запасов. Если таких запасов не обнаружено, участок возвращается государству. На основе СРП недра разрабатываются в странах-членах ОПЕК, Египте, Азербайджане, Мексике. Тот факт, что получение дохода в виде нефти позволяет минимизировать валютные риски, делает подобный режим наиболее эффективным в развивающихся странах и странах с переходной экономикой.

В России на данный момент сложилась двойственная и потому противоречивая система отношений недропользования:

- лицензионная на основе административного права в соответствии с законом "О недрах", введенном в действие в 1992 г.;

- договорная на основе гражданского права, введенная в действие в 1995 г. в соответствии с законом "О соглашениях о разделе продукции".

Действующее российское законодательство предусматривает лишь приобретение права пользования недрами: либо по решению уполномоченных органов исполнительной власти, либо по соглашению о разделе продукции. Предоставление недр в пользование во всех случаях оформляется лицензией, то есть регулирование недропользования в России строится по административному принципу. Между тем часть 2 ст. 9 Конституции РФ допускает различные формы собственности на землю и другие природные ресурсы, включая частную собственность. Гражданский кодекс РФ в ст. 130 вообще относит участки недр и земельные участки к категории недвижимости, которая может находиться в гражданском обороте. То, в какой мере возможно допустить или ограничить такой оборот, должно быть зафиксировано в специальных законах о природных ресурсах, которые в России пока не приняты.

Одним из основных законов, регулирующих деятельность ТЭК, является закон «О естественных монополиях».

На процесс формирования естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе, как показывает мировая практика, действуют четыре фактора представленные на рисунке 9.2.

Рис.9.2 Факторы, повлиявшие на формирование естественных монополий в нефтегазовой промышленности

Наличие значительного объема природных ресурсов (газа и нефти), которые были бы достаточными для обеспечения потребностей нации и (или) являются значительным экспортным потенциалом; удачное стратегическое положение в центре единой системы газопроводов и газохранилищ Европы, что позволяет заниматься посреднической торговлей и приносит значительные прибыли компании; удаленность месторождений природного газа и нефти от потребителя и - как следствие этого - необходимость транспортировки на значительные расстояния, что вызывает необходимость технологической взаимосвязи между добывающими и транспортирующими предприятиями и приводит к образованию естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе, которые первоначально являются, за редким исключением, государственными. В России такой естественной монополией является ОАО «Газпром».

Как известно, основной объем добычи природного газа в России приходится в основном на три месторождения, расположенных на севере Тюменской области: Медвежье, Уренгойское и Ямбургское. Таким образом, свыше 70% добычи газа по России осуществляется в регионе, который удален от основных центров газопотребления на расстояние более чем 1500 км. Эта особенность российской газовой промышленности привела к созданию уникальной производственно-технической структуры, объединяющей стадии добычи и магистрального транспорта газа под эгидой единой организационно-экономической структуры и в рамках единой собственности (ОАО «Газпром»). Компания ОАО «Газпром» с 1985 по 1992 гг. находилась в полной государственной собственности. В настоящее время доля федеральных акций составляет 38%.

Естественной монополией ТЭК также являются РАО «ЕЭС Россия» и «Транснефть».

Среди основных направлений, по которым осуществляется государственное регулирование газового комплекса, можно выделить следующие:

Формы собственности нефтегазовых компаний;

Собственность на природные ресурсы, выдача лицензий на разработку месторождений, установление квот на добычу;

Ценообразование на природных газ и нефть;

Тарифная политика в области транспорта газа и нефти;

Вопрос о допуске иностранных вкладчиков в национальные нефтегазовые компании (в ОАО «Газпром» доля иностранных акционеров составляет 10,31%)

Налогообложение;

Контроль финансовых потоков и т.д.

Основным объектом регулирования в естественных монополиях является цены и тарифы на их продукцию (услуги).

При этом рассматриваются три основные задачи государственного регулирования цен естественных монополий: во-первых цены максимально приближены к уровню предельных издержек; во-вторых, обеспечивают только нормальную норму прибыли; в-третьих их производство должно быть эффективным.

В соответствии с этими задачами регулирующие органы призваны поддерживать такой уровень цен на продукцию естественных монополий, который будет одновременно максимально приближен к предельным издержкам, но вместе с тем позволит получать доход, достаточный для возмещения издержек.

Опыт взаимодействия с государством российских естественных монополий свидетельствует о том, что основная борьба за динамику тарифов проходит именно в указанном проблемном поле. Противоречия интересов государства и монополий балансируются с помощью так называемых двухкомпонентных тарифов. Отметим, что они используются в деятельности естественно монопольных компаний многих стран. Двухкомпонентный тариф состоит из фиксированной платы за право постановки на обслуживание и переменной платы за каждую единицу потребляемых услуг (наиболее наглядно этот принцип можно представить на примере телекоммуникаций, где используются всевозможные комбинации абонентской и повременной оплаты услуг).

Естественным монополиям для поддержания рационального объема инвестиций в производство и доставку основного продукта потребителю в, различные периоды требуется неодинаковая величина дохода на капитал. Поэтому прибыльность естественно монопольных компаний относительно среднего значения может колебаться. Именно такие аргументы обычно используются монополиями в торге с государством за уровень тарифов.

Другой возможный метод покрытия средних для отрасли издержек и одновременно поддержания социально приемлемых тарифов для отдельных групп потребителей -- перекрестное субсидирование. В России оно существует, например, в форме установления разных тарифов для грузовых и пассажирских железнодорожных перевозок (низкие цены на пассажирские перевозки компенсируются завышенными ценами на грузовые), а также в электроснабжении (относительно низкие тарифы на потребляемую энергию для населения уравновешиваются для компаний высокими тарифами для промышленных потребителей). Однако перекрестное субсидирование может оказаться тормозом дальнейшего развития не только самих инфраструктурных отраслей, но и всего реального сектора, поскольку невозможно постоянно решать проблемы рентабельности энергетики, газового хозяйства железнодорожного транспорта только за счет промышленных потребителей.

Государственное ценообразование на продукцию естественной моно-полии преследует цель, с одной стороны, снизить потери общества, обусловленные монопольной властью, а с другой -- предотвратить нанесение ущерба эффективности и устойчивости производства самих монополий. В мировой практике используются различные модели государственного ценообразования в инфраструктурной сфере. К их числу относятся:

· модель эффективного ценообразования, когда цена устанавливается на уровне предельных издержек (имитируются условия равновесия при совершенной конкуренции);