Нефтегазодобывающая отрасль

Цель добывающих предприятий состоит в максимизации прибыли. При этом часть получаемой прибыли должна использоваться для обеспечения стабильности и непрерывности их деятельности. Известно, что нефтегазовое производство тесно связано с определенным риском, и если поисково-разведочные работы финансируются из собственных источников, то получаемый на стадии эксплуатации чистый доход должен быть достаточным для финансирования новых открытий. В период возрастающих затрат в условиях рынка финансовая ситуация предприятия улучшается, поскольку цены все более ориентируются на приростные затраты, которые остаются выше средних.

В условиях рыночной экономики для максимизации добавочного дохода предприятия имеют две возможности. Во-первых, они стремятся получить ту часть ренты, которая обычно присваивается государством: ренту продуктивности, ренту положения и ренту качества. Во-вторых, они могут увеличить рыночную монопольную ренту. Этого можно достичь, поддерживая в действии наихудшие объекты (предприятия) на всех этапах нефтяного цикла и ориентируя цены на уровень приростных затрат.

В условиях рынка часть добавочного дохода, присваиваемого государством, соответствует налогу на прибыль и плате за недра. Такая плата представляется обоснованной как с юридической, так и с экономической точки зрения. Действительно, с юридической точки зрения месторождение обеспечивает совокупность рентных доходов, принадлежащих собственнику недр (государству): ренту качества и положения, а также ренту продуктивности. Кроме того подготовка и продажа запасов добывающим предприятиям должна осуществляться по цене, которая возместит затраты на добычу, включая рентный доход, а также позволяет осуществить воспроизводство запасов истощенных месторождений. Последний элемент затрат соответствует издержкам по подготовке запасов. В размере, эквивалентном их извлечению из недр. За рубежом этот принцип многие годы реализовался путем выплаты роялти. В настоящее время роялти представляет собой простой налог на стоимость добычи и не имеет ничего общего с затратами на подготовку запасов. В действительности платежи роялти должны соответствовать приростным затратам на подготовку запасов, отражающим стоимость единицы запасов в недрах.

Предельно допустимый уровень затрат на подготовку запасов можно получить, увязав его с величиной приростных затрат на разработку месторождений, осваиваемых в долгосрочном периоде.

С экономической точки зрения изъятие дополнительного дохода для определенного типа нефти соответствует совокупности рентных доходов, обеспечиваемых этой нефтью по сравнению с нефтью замыкающих месторождений, необходимой для удовлетворения заданного спроса. Поэтому для расчета этих видов рентных доходов следует установить конкретные условия реализации конечных нефтепродуктов.

Рентный доход R определяется как разница между средними затратами АС на производство продукции и ее рыночной ценой:

(1.13)

В условиях конкурентного рынка цена продукта равна его средним и предельным затратам, поскольку наличие ренты будет привлекать в отрасль новых инвесторов увеличит предложение и снизит цены (для заданного уровня спроса). Включение этих условий в уравнение (1.13) означает, что рента равна нулю.

Однако рентный доход все же может быть получен в этих условиях, поскольку отдельные предприятия обладают технологическим преимуществом и могут снижать издержки. Рента может быть также результатом ограниченности запасов у некоторых нефтяных компаний, что заставляет поддерживать цены на уровне выше средних затрат на производство. Общепринятая точка зрения исходит из того, что цены нефтяного рынка включают большую долю рентных доходов. Однако при более адекватном описании рынка цена должна включать другую составляющую - «потребительную стоимость» («user cost») запасов, учитывающую их ограниченность в недрах. Ее существование объясняется тем, что 1 т нефти, извлеченная в текущем периоде, уже не существует для будущего использования. Таким образом, появляются альтернативные издержки (user cost), возникающие вследствие того, что нефть (газ) извлекается сегодня, а не позднее. В качестве примера можно отметить, что в США «скидка на истощение запасов» («depletion allowance») обеспечивала нефтяным компаниям экономию на налогах, пропорциональную доле объема нефти, извлеченной из недр за рассматриваемый период. Основанием для такой скидки является то, что извлекаемая в текущем периоде 1 т нефти приводит к непрерывному обесцениванию активов компании. Именно поэтому уменьшается и должна восстанавливаться потребительная стоимость запасов (поскольку происходит их обесценивание). Р. Пиндайк исходит из этой же концепции, но объясняет ее не истощением запасов, а необходимостью роста затрат на подготовку новых запасов для поддержания устойчивого долгосрочного предложения нефти.

Условия равновесия обычно соответствуют точке, где предельные затраты MC равны предельному доходу MR:

 (1.14)

С учетом потребительной стоимости запасов имеем

(1.15)

Или

, (1.16)

где - нормальные предельные затраты на добычу, включающие затраты за нефтегазоносный участок, затраты труда и капитала;

- потребительная стоимость (цена запасов в недрах).

Исходя из уравнения (1.16) потребительную стоимость можно было бы идентифицировать с рентой. Однако это не совсем логично. При производстве воспроизводимого продукта стоимость истощения не учитывается. Всякие преимущества в затратах, относящихся к технологическим преимуществам производства, приводят к появлению чистой прибыли, имеющей рентный характер. Однако при эксплуатации истощимых ресурсов превышение цен над затратами является комбинацией двух элементов: ренты и стоимости истощения. Обозначая ренту исчерпаемых ресурсов, как , можно записать:

(1.17)

подставляя уравнение (1.16) в уравнение(1.17), получаем

(1.18)

Из уравнения (1.18) следует, что величина ренты в отрасли с исчерпаемыми ресурсами представляет собой цену единицы продукции за вычетом суммы предельного дохода и удвоенной величины предельных затрат на добычу. Здесь необходимы некоторые пояснения.

Во-первых, нефтяная отрасль не может быть полностью конкурентной, иначе цена станет равной предельному доходу, и в таком случае рента будет отрицательной величиной. В сущности, ситуации при которых предельный доход меньше цены соответствуют рынкам с несовершенной конкуренцией, (то есть чистой монополии, монополистической конкуренции, олигополии и т.д.). Это, однако, не является доказательством того, что отрасли с исчерпаемыми ресурсами должны быть монополиями или картелями. Скорее это означает, что рента легче образуется в тех случаях, когда отрасль функционирует в условиях несовершенной конкуренции. Следует отметить, что данный вид ренты не вытекает из требований теории исчерпаемых ресурсов, в соответствии с которой цена ресурсов должна расти во времени Последнее остается справедливым, как для условий совершенной конкуренции, так и для любых форм монополии.

Во-вторых, сумма рентного дохода, получаемая индивидуальной фирмой, изменяется в соответствии с ее издержками производства, когда фирма с меньшими затратами получает больший рентный доход (рисунок 1.38). В левой части рисунка 1.38 показано условие производства для производителя с наименьшими издержками, в средней части - аналогичная ситуация для производителя с более высокими издержками. При цене P0 производство будет осуществляться лишь в ситуации, обозначенной а, и суммарный выпуск составит Qf1, тогда как при цене Р1 станет выгодным производство на фирме с большими издержками, и объем выпуска возрастет от Q f1 до Qf2. Такой анализ справедлив для случая, когда в отрасли начинает действовать новая фирма. Если она уже осуществляет добычу и цена на нефть падает (например, от Р1 до Р0), то параметром решения становятся переменные затраты и фирма может осуществлять производство до тех пор, пока она в состоянии их возмещать.

398

Рисунок 1.38 - Затраты и предложение в условиях равновесия

Эта упрощенная модель нефтяной отрасли. До 1973 года на рынке доминировали компании с низкими издержками. При увеличении цен на нефть на рынке появились компании с более высокими издержками производства, что привело к излишкам предложения. Ценовой шок 1986 года привел к снижению стимулов для новых фирм, но не к прекращению эксплуатации новых месторождений. С падением цен нефтяная рента резко упала. Для государств - потребителей нефти настал подходящий момент для увеличения налогов на нефтепродукты и изъятия сверхдоходов, образуемых за счет снижения затрат на добычу нефти.

В соответствии с теорией Г. Хотелинга, собственник исчерпаемых ресурсов преследует цель максимизации дисконтированного чистого дохода от использований этих ресурсов. Он выбирает темпы добычи, которые удовлетворяют задаче максимизации вида

(1.19)

При ограничении

, (1.20)

где - цена на нефть в периоде t; , - определены (1.15) и (1.16); - объем добычи нефти; - суммарные запасы, включающие дополнительные открытия; - норма дисконта; - период извлечения нефти.

В этом функционале затраты разделены на отдельные составляющие, чтобы акцентировать внимание на том элементе ренты, который в явном виде учитывает потребительную стоимость запасов.

Выводы.

Анализ ключевых характеристик рыночного функционирования нефтегазового предприятия (спроса, предложения, равновесного состояния цены и количества продукции, ренты) показывает, что теоретические концепции, определяющие закономерности их поведения, и реальные экономические взаимодействия существенно отличны. Поэтому прямое использование теоретических рыночных моделей для объяснение процессов, определяющих тенденции и закономерности эволюции рынка нефти и газа даже для условий развитого рынка оказываются не слишком продуктивными. В значительной степени это объясняется сильным вмешательством государства в экономические процессы неконкурентных рынков, монопольной структурой производства, высоким уровнем налогообложения, высокой степенью политизации нефтегазового бизнеса, долгосрочным характером инвестиционных проектов, глобализацией системы функционирования нефтегазового сектора. Перечисленные факторы создают серьезные препятствия на пути использования экономических моделей рыночной экономики в качестве инструмента выбора стратегической системы управления нефтегазовых компаний.

Вместе с тем знание теоретических основ рыночной экономики для нефтегазового сектора и результатов деятельности компаний в условиях несовершенного рынка с присущими ему искажениями в области спроса, предложения, цен является необходимой предпосылкой для построения эффективной системы стратегического управления.

Обобщая теоретические вопросы рыночных механизмов функционирования компании можно сделать следующие заключения:

Рынок сводит продавцов и покупателей. Изменения в спросе или предложения, вызванные действия неценовых факторов, приводит в действие рыночные силы, благодаря которым равновесие на рынке устанавливается в новой точке.

Рыночный механизм действует таким образом, что любое нарушение равновесия влечет за собой его автоматическое восстановление. Однако иногда равновесие нарушается искусственно либо в результате вмешательства государства, либо вследствие деятельности монополий, заинтересованных в поддержании монопольно высоких цен.

В рыночной экономике существует механизм, обеспечивающий согласование интересов продавцов и покупателей на рынках:

· фирмы могут расширять и сужать производство в зависимости от изменения спроса, иными словами они свободны в выборе объема и структур выпуска;

· цены гибкие, изменяются под воздействием спроса и предложения;

· наличие конкуренции, без которой рыночный механизм спроса и предложения действовать не будет.

Если на рынке произойдет какое-то событие, которое нарушит сложившееся равновесие то:

· фирмы производители обязательно среагируют на изменение рыночных условий;

· начнется процесс приспособления производителей к новым условиям, в результате сформируется новая рыночная цена и новый объем производства, соответствующие изменившимся условиям.

Изучение спроса на продукцию является первейшей задачей фирмы в условиях рынка. Одной из основных характеристик спроса является его эластичность. Оценка эластичности спроса (по цене, доходам покупателей и другим параметрам) позволяет фирме выбрать верную стратегию поведения на рынке. Коэффициенты (показатели) эластичности спроса и предложения дают возможность прогнозировать изменение факторов, влияющих на спрос и предложение.

Тип рынка определяется следующими основными факторами: количеством фирм на нем. Характером выпускаемой ими продукции, наличием или отсутствием ограничений на вход в отрасль и выход из нее, доступностью информации. Различают четыре основных типа рынка: совершенная конкуренция, монополистическая конкуренция, олигополия, монополия. Последние три относятся к рынкам несовершенной конкуренции.

Чистая монополия предполагает, что одна фирма является единственным производителем данной продукции, не имеющий аналогов. Монополист полностью контролирует ее цену и объем выпуска.

Причинами монополии являются: эффект масштаба; законодательные препятствия для вступления новых фирм в отрасль, патенты и лицензии; нечестное поведение и др.

Кривая спроса на продукцию фирмы монополиста - наклонная и совпадает с кривой рыночного спроса. Издержки и рыночный спрос являются ограничителями, которые не позволяют монополисту произвольно устанавливать высокую цену на свою продукцию. Максимизируя прибыль, он определяет цену объем производства, исходя из равенства предельных доходов и предельных издержек. Поскольку кривая предельного дохода монополистов лежит ниже кривой спроса, он будет продавать продукцию по более высокой цене и производить ее в меньшем объеме, чем в условиях совершенной конкуренции.

Фактором, ограничивающим монопольную власть на рынке, является эластичность рыночного спроса. Чем выше эластичность, тем меньше монопольная власть и наоборот. На степень монопольной власти влияют также количество фирм на рынке, концентрация, конкурентная стратегия.

Монополия снижает экономическую эффективность. Антимонопольные законодательства разных стран препятствуют возникновению и укреплению монопольной власти. Предметом государственного регулирования являются естественные монополии. В отраслях естественной монополии многие предприятия являются государственной собственностью.

В реальной жизни чистая монополия, так же как и совершенная конкуренция, встречается достаточно редко. Реальные рынки очень разнообразны и характеризуются условиями монополистической конкуренции, постепенно преходящей в олигополию.

При монополистической конкуренции множество мелких фирм производит разнообразную дифференцированную продукцию; вступление новых фирм в отрасль не сложно. В краткосрочном периоде фирмы выбирают цены и объем выпуска, максимизирующие прибыль или минимизирующие убытки. Легкое вхождение новых фирм в отрасль приводит к тенденции получения нормальной прибыли в долгосрочном периоде, когда экономическая прибыль стремится к нулю.

Олигополистические отрасли характеризуются наличием нескольких крупных фирм, каждая из которых контролирует значительную долю рынка. Особенностью олигополии является взаимная зависимость решений отдельных фирм в области объема выпуска продукции и цены на нее. Вступление новых фирм в отрасль существенно затруднено, а эффект масштаба делает неэффективным существование большого количества производителей. Существуют разные модели, описывающие поведение олигополистов, в том числе модель Курно и модель изогнутой кривой спроса. Однако единой теории олигополии, которая могла бы объяснить все многообразие поведения фирм, нет.

Со стороны отдельной фирмы спрос на ресурсы определяется их предельной доходностью. Предельная доходность любого переменного ресурса медленно понижается в соответствии с законом убывающей отдачи. Фирма будет расширять использование ресурсов до тех пор, пока его предельная доходнодность будет выше предельных издержек на него, то есть до момента, когда эти два показателя сравняются. В условиях, когда спрос фирмы на ресурс составляет малую долю рыночного спроса на него предельные издержки ресурса для данной фирмы равны его цене.

Фирма стремится выбрать такое сочетание используемых ресурсов, которое обеспечивает минимальные издержки. Это возможно, если предельная доходность каждого ресурса пропорциональна его цене.

Совершенная конкуренция характеризуется существованием на рынке множества мелких фирм, производящих однородную продукцию; вход в отрасль и выход из нее фирм абсолютно свободный, каждая фирма имеет свободный доступ к информации; доля каждой фирмы на рынке настолько мала, что ее решение о повышении или понижении цены не отразиться на рыночной цене, поэтому оно является для фирмы заданной извне.

18. Фирма определяет объем выпуска, выравнивая предельный доход, который в условиях совершенной конкуренции равен цене единицы продукции, и предельные издержки. До тех пор, пока предельные издержки ниже цены, фирма будет наращивать производство вплоть до того момента, когда они сравняются. Дальнейшее увеличение выпуска будет увеличивать издержки в большей степени, чем доход, производство станет нецелесообразным.

19. Правило равенства предельного дохода предельным издержкам используется фирмами при любых рыночных условиях. Особенностью совершенной конкуренции является равенство предельного дохода и цены. Если рыночная цена установлена выше минимальных средних валовых издержек фирмы, то ее задачей является получение максимума прибыли. Однако фирма будет продолжать производить, когда цена ниже минимума средних валовых издержек, но не ниже средних переменных издержек. В этом случае ее задачей будет минимизация своих убытков. Если цена окажется ниже минимума средних переменных издержек, фирма предпочтет прекратить свою деятельность.

20. Высокие прибыли и убытки отдельных фирм характерны для краткосрочного периода, когда недостаточно времени для выхода отдельных фирм из отрасли или в ходе в нее новых фирм. В долгосрочном периоде экономическая прибыль привлечет новые фирмы, которые, увеличат вложение в отрасли, окажет воздействие на снижение рыночной цены.

В то же время длительные по времени убытки заставят ряд фирм покинуть отрасль, предложение уменьшится, и цена повысится. Долгосрочное равновесие в условиях совершенной конкуренции устанавливается тогда, когда цена равна предельным и средним валовым издержкам. В этом случае у фирм нет стимулов для расширения или сужения производства, а также входа в отрасль и выхода из нее.

21. В условиях совершенной конкуренции фирмы производят такое количество продукции, которое соответствует точке пресечения кривых рыночного спроса и предложения. Кривая предложения каждой фирмы является отрезком кривой ее предельных издержек, лежащих выше кривой средних переменных издержек.

Совокупное предложение отрасли складывается из объемов предложения всех работающих в ней фирм. Реакция на изменение спроса быстрая и гибкая, рынок совершенной конкуренции автоматически реагирует на изменение потребительского спроса расширения или свертывания производства.

Анализ механизмов формирования нефтяных цен на мировом нефтяном рынке показывает, что высокие уровни значения и их колебания не укладываются в рамки классической равновесной модели, что связано в первую очередь со специфичностью самого углеводородного сырья, а также неценовых факторов, влияющих на баланс спроса и предложения.

На нефтяном рынке произошел сдвиг в спекулятивную фазу, что закономерно привело к росту цен и «перегреву» нефтяного фьючерсного рынка. А это в свою очередь должно привести к обвальному падению цен.

Сложившийся в результате геополитических и финансовых игр в 2003-2004 г.г. высокий уровень цен может привести к реорганизации мирового рынка нефти, при которой одни нефтедобывающие страны окажутся в «ценовой привязке» к крупнейшему американскому рынку, другие столкнуться с высокими инвестиционными рисками и стратегической нестабильностью.

Дополнительный доход (природная рента) получаемый как доход от собственности на природные ресурсы зависит как от общественных, так и от природных условий.

Глава 8. Экономическая оценка запасов и ресурсов месторождений

Выбор нефтяной компанией стратегии хозяйственного развития в первую очередь зависит от ее ресурсного потенциала по запасам и ресурсам углеводородного сырья, так как его стоимостная оценка определяет рыночную стоимость самой компании и цену «нефтяной акции». От объема сырья и экономической оценки запасов и ресурсов углеводородного сырья, находящихся в распоряжении компании зависят:

· выбор наиболее эффективного метода эксплуатации нефтяных и газовых месторождений;

· установление равновесной рыночной цены в целях покупки нефтяных участков месторождений и приобретения лицензий на поисковые работы или продажи доказанных запасов;

· сопоставление затрат на подготовку запасов со стоимостью их приобретения.

Запасы и ресурсы представляют собой оценку объемов нефти, конденсата, природного газа, жидких углеводородов и попутных ценных компонентов, которые предполагается выгодно извлечь и продать за рассматриваемый период при существующих экономических условиях, достигнутом уровне технологии и действующих методах государственного регулирования.

Механизм подсчета и оценки сырьевой базы отрасли требует в первую очередь, ее классификации по категориям изученности, степени освоения и экономической эффективности разработки.

8.1 Классификация запасов и ресурсов углеводородного сырья

В настоящее время в отрасли используется, разработанная в соответствии с распоряжением Правительства РФ (протокол №1805 28 мая 2002 г.) «Классификация запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», которая приведена в соответствие с международными стандартами.

Согласно данному документу запасы и ресурсы нефти и природного углеводородного газа классифицируются по:

· степени геологической изученности, обоснованности и достоверности;

· степени промышленного освоения;

· экономической эффективности.

Основными критериями выделения категорий запасов и ресурсов по степени геологической изученности являются степень охарактеризованности разреза бурением, геофизическими методами исследований, наличие и полнота информации, необходимой для построения детальной геологической и фильтрационной моделей залежи; достоверность подсчета запасов и определения параметров для проектирования разработки. Количество углеводородов, находящихся в недрах, вместе с содержащимися в них попутными компонентами, подразделяются на геологические запасы и геологические ресурсы (рисунок 4.1).

Рисунок 4.1. - Суммарные запасы и ресурсы углеводородного сырья

Геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов, находящихся во вскрытых бурением залежах и подсчитанных по результатам геолого-разведочных работ и разработки.

Геологические ресурсы - количество нефти, газа, конденсата и попутных компонентов в залежах, не вскрытых бурением, наличие которых в недрах предполагается на основе результатов геологических, геофизических и геохимических исследований.

В геологических запасах и геологических ресурсах нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентах выделяют извлекаемые запасы и извлекаемые ресурсы.

Извлекаемые запасы - количество нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, извлечение которых из открытых залежей на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Извлекаемые ресурсы - количество нефти, газа, конденсата и попутных компонентов, которые экономически рентабельно предполагается извлечь из неоткрытых залежей.

Критерием выделения категорий запасов по степени промышленного освоения принимают степень вовлечения оцениваемой залежи в разработку. По экономической эффективности извлекаемые запасы и извлекаемые ресурсы дифференцируют на основе их стоимостной оценки, проводимой в постоянных ценах при цене нефти, заложенной в бюджет страны на год, в котором выполняется оценка. Критерием отнесения запасов (ресурсов) к различным категориям является прогнозируемый показатель чистого дисконтированного дохода, определяемый при фиксированных нормах дисконта. Запасы нефти и газа (геологические и извлекаемые) по степени геологической изученности и обоснованности подразделяются на категории А (изученные), В (разведанные), С1 (оцененные) и С2 (предварительно оцененные). Ресурсы нефти и газа - на категории D1 (перспективные), D2 (потенциальные) и D3 (прогнозные).

Начальные суммарные запасы и ресурсы (НСЗР) нефтегазоносный провинции или ее участков и комплексов - сумма накопленной добычи , текущих извлекаемых запасов месторождений и извлекаемых перспективных, потенциальных и прогнозных ресурсов.

Текущие суммарные запасы и ресурсы (ТСЗР) нефтегазоносной провинции или ее участков включают текущие извлекаемые запасы месторождений категорий А, В, С1, и С2, перспективные извлекаемые ресурсы D1 и прогнозные извлекаемые ресурсы D2 и D3.

В таблице 4.1 приведена классификация запасов и ресурсов месторождений в зависимости от степени геологической изученности степени освоения и экономической эффективности.

Таблица 4.1 - Классификация запасов и ресурсов месторождений

По направлениям классификации	Классификации
По степени геологической изученности, обоснованности и достоверности	Категория А - изученные запасы разрабатываемой залежи (ее части), разбуренной по эксплуатационной сетке скважин в соответствии с проектным документом на разработку. Геологическое строение залежи изучено с детальностью, достаточной для построения многомерных геологической и фильтрационной моделей залежи, пересчета запасов и уточнения проектных документов на разработку. Категория В -разведанные запасы нефти и газа залежи (ее части), разбуренной поисковыми, оценочными, разведочными и опережающими добывающими скважинами и изученной сейсморазведкой и иными высокоточными геофизическими методами. Промышленная продуктивность доказана опробованием (эксплуатацией) ряда скважин. Степень изученности параметров залежи достаточна для построения геологической и фильтрационной моделей залежи, подсчета запасов и составления проектного документа на разработку. Категория С1 - оцененные запасы нефти и газа залежи (ее части), изученной сейсморазведкой или иными высокоточными геофизическими методами и вскрытой поисковыми, оценочными, разведочными или транзитными добывающими скважинами. Геологические параметры установлены по данным площадных геофизических исследований и бурения отдельных скважин, характер насыщенности продуктивных пластов определен по данным изучения керна и ГИС, промышленная продуктивность опробованием не доказана. Категория С2 - предварительно оцененные запасы, наличие которых предполагается в не разведанных бурением частях залежи, изученных сейсморазведкой или иными высокоточными геофизическим методами и примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий. Категория D1 - перспективные ресурсы нефти и газа предполагаемых залежей в регионально продуктивном пласте в ловушках, подготовленных к поисковому бурению детальными геолого-геофизическими исследованиями. Категория D2 - потенциальные ресурсы нефти и газа предполагаемой залежи в регионально продуктивном пласте в ловушках, выявленных геолого-геофизическими исследованиями. Категория D3 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов и горизонтов в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка прогнозных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с открытыми месторождениями в пределах оцениваемого региона.
По степени промышленного освоения	В проекте классификации по степени промышленного освоения предполагается выделить следующие запасы. Извлеченные (накопленная добыча -категория F0) - количество нефти, газа и конденсата, добытое из залежи в процессе разработки. Освоенные - запасы нефти, газа и конденсата залежи или ее части, не разбуренной по эксплуатационной сетке скважин. Неосвоенные запасы подразделяются на категории F3 и F4. Кроме того, предполагается выделять извлекаемую часть ресурсов. Категория F1 - разрабатываемые извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата залежи или ее части, добываемые в соответствии с проектным технологическим документом на разработку. Категория F2 - неразрабатываемые извлекаемые запасы нефти, газа и конденсата залежи, разбуренной добывающими скважинами, которые на дату подсчета не эксплуатируются или эксплуатация которых по технологическим и экономическим причинам временно прекращена, но которые будут извлечены при реализации проектного технологического документа на разработку, в том числе с применением технологий и методов увеличения нефтеотдачи. Категория F3 -подготовленные извлекаемые запасы разведанной залежи, которые ожидается извлечь при реализации утвержденного проектного технологического документа на разработку, в том числе с применением технологий и методов увеличения нефтеотдачи. Категория F4 - неподготовленные извлекаемые запасы открытой или разведываемой залежи, проектный документ на разработку которой не составлялся, а коэффициент извлечения принят по геологическим и инженерным данным на основании геологических аналогий. Категория F5 - извлекаемые ресурсы нефти и газа неоткрытых залежей, коэффициент извлечения по которым принят по аналогии с изученными залежами. В составе каждой из указанных пяти категорий по степени освоения предлагается выделить по две составные части 1. Запасы, которые будут извлечены при реализации существующего проектного документа (для категорий F4 и F5 - по аналогии). 2. Запасы, которые могут быть извлечены за счет реализации мер по увеличению нефтеотдачи (уплотнения сетки, применения новых, более эффективных способов вытеснения и др.)
По экономической эффективности	Извлекаемые запасы по экономической эффективности на основе расчета показателя чистого дисконтированного дохода, определяемого при фиксированных нормах дисконта, подразделяются на следующие категории: Категория E1 - рентабельные запасы, извлечение которых рентабельно в действующих экономических условиях. По показателю чистого дисконтированного дохода при фиксированном показателе дисконтирования запасы делятся на высокорентабельные и нормально рентабельные. Категория E2 - гранично-рентабельные запасы, извлечение которых рентабельно только при определенных экономических условиях. Категория E3 - нерентабельные запасы, добыча которых в действующих экономических условиях нерентабельна. Категория Е4 - возможно рентабельные извлекаемые ресурсы, имеющие положительную предварительно оцененную рентабельность. Категория Е5 - неопределенно рентабельные извлекаемые ресурсы, предварительно оцененная рентабельность которых отрицательна.

Анализируя классификацию запасов и ресурсов представленную в таблице 4.1 можно констатировать, что с точки зрения геологической изученности они делятся на две группы - открытые и неоткрытые ресурсы. С учетом экономической эффективности их можно классифицировать на три группы - рентабельные, возможно рентабельные и нерентабельные. На рисунках 4.2, 4.3 приведена обобщенная классификация этих групп.



398

Рисунок 4.2 - Укрупненная геолого-экономическая классификация

398

Рисунок 4.3 - Категории неоткрытых ресурсов

Неоткрытые ресурсы подразделяются в соответствии идентификацией на умозрительные (перспективные площади и зоны) и предполагаемые (картированные площади) ресурсы (рис.4.3).

Умозрительные ресурсы используются для оценки суммарных перспектив нефтегазоносности и представляют основу для принятия решения о приобретении лицензий на проведение ГРР (геолого-разведочных работ) по площадям.

Предполагаемые ресурсы - это ресурсы по картируемым площадям. Площади можно характеризовать по величине ожидаемого дисконтированного чистого дохода (ОЧДД) от их освоения с учетом риска бурения сухой скважины. Величина ОЧДД будет определяться по формуле

(4.1.)

где Роткр - вероятность открытия месторождения;

Р0 - вероятность неудачи Рс=1-Роткр;

ЧДДоткр, ЧДДс - соответственно чистый дисконтированный доход от освоения и бурения сухих скважин.

Перспективные площади в зависимости от исхода работ можно разделить на три группы:

· рентабельные для поисков и освоения ресурсов: для них величина ОЧДД>0, и в долгосрочной перспективе они представляют коммерческий интерес; при разбуривании достаточно большего числа скважин на таких площадях теоретически будет получена прибыль;

· возможно рентабельные: для них величина ОЧДД<0, но ЧДД>0 при условии открытия; бурение на таких площадях приведет к убыткам за рассматриваемый период; если вероятность открытия возрастет за счет снижения неопределенности, то ресурсы могут быть переведены в категорию рентабельных;

· нерентабельные: включают площади с отрицательной условной величиной ЧДД (при условии открытия); это площади с малыми шансами стать рентабельными в будущем.

Открытые ресурсы. Вначале открытые ресурсы подразделяются по экономическим критериям: нерентабельные, возможно рентабельные, рентабельные. Затем они классифицируются в зависимости от стадии освоения ресурсов (объема работ, проведенных до подготовки проекта разработки) в случае рентабельного открытия; степени неопределенности оценки; причин невыгодности освоения (рисунок 4.4).

398

Рисунок 4.4 - Классификация открытых ресурсов нефти

Для отражения степени неопределенности при оценке запасов целесообразно использовать 90%-ную, наиболее вероятную, и 10%-ную оценку вероятности наличия запасов (рисунок 4.5):

· 90%-ная вероятность - нижняя оценка, соответствующая такому объему запасов, который существует с 90%-ной надежностью;

· наиболее вероятный объем - это средняя величина запасов по оценке экспертов;

· 10%-ная вероятность - верхняя оценка возможных запасов в недрах, т.е. вероятность достичь или превысить эту величину составит 10%.

Открытие ресурсы (месторождения)	Оценка надежности
	90%	Мат. ожидание	10%
R6	Эксплуатируемые (остаточные запасы)	100	200	300
R5	Разбуренные, неэксплуатируемые	1	2	3
R4	Подготовленные к разработке	25	50	150
R3	На поздней стадии оценки	50	60	200
R2	Вводимые в разработку в долгосрочной перспективе	25	50	150
R1	Вводимые в разработку в краткосрочной перспективе	50	60	100
	Суммарные затраты	265	422	903

Рисунок 4.5 - Соизмерение запасов различных категорий

Открытые ресурсы учитываются в классификационной системе по величине ожидаемых извлекаемых запасов. Неоткрытые ресурсы включаются по их средневзвешенной по вероятностям оценке. Запасы категорий А+В и частично С1 (доказанные), С1 (вероятные) и С2 (возможные) оцениваются для 90%-ной, наиболее вероятной (средней) и 10%-ной вероятности их наличия (рисунок 4.5).

Суммирование ресурсов осуществляется с использованием методов имитационного моделирования. На всех уровнях агрегирования можно построить соответствующую кривую распределения. На основе имитации получают корректную оценку по всей совокупности ресурсов. Следует учесть, что доказанные запасы по группе месторождений не являются алгебраической суммой запасов каждого отдельного месторождения. Алгебраическое суммирование - не очень подходящий метод для агрегирования ресурсов. Он исходит из детерминированной концепции и неадекватно учитывает неопределенность. При таком суммировании вероятность того, что доказанные запасы будут извлечены, уже не будет равна 90%.

Основной источник неопределенности в нефтяной и газовой отраслях состоит в различном толковании понятия запасов не только в рамках нефтяной компании (оценки геологов и разработчиков обычно существенно различаются), но и на различных стадиях освоения нефтегазовых ресурсов. В условиях рынка это, как правило, дезориентирует менеджеров и связанные с ними институты, особенно банки, которые привыкли иметь дело с точными процедурами учета запасов (активов) в других отраслях. Аналогично отчеты о запасах по новым площадям не включают объемы углеводородов, которые оцениваются как забалансовые или экономически нерентабельные при действующей системе налогообложения. Строго говоря, нерентабельные для освоения ресурсы должны исключаться из отчетов. Однако они представляют для компании потенциальную ценность и должны учитываться при определении справедливой рыночной цены нефтяных площадей (лицензировании), проектировании объектов разработки и распределении производственных ресурсов.

8.2 Оценка стоимости запасов и ресурсов углеводородного сырья

Экономическая оценка запасов производится для поиска и обоснования оптимальных технико-технологических схем освоения месторождения, внедрения новых методов добычи и переработки полезных ископаемых, их комплексного использования, а также природоохранных мероприятий. Применительно к ресурсам нефти и газа такие расчеты проводятся для экономического обоснования производительности месторождения, предельных эксплуатационных дебитов скважин, оптимизации сети поисково-разведочных скважин, оценки целесообразности внедрения вторичных и третичных методов добычи и т.д.

Основные принципы, используемые при стоимостной оценке запасов, сводятся к следующему:

Определение стоимости запасов на основе рассмотрения доходов и расходов проекта при реализации его на протяжении всего расчетного периода (жизненного цикла), от проведения ГРР до прекращения добычи и рекультивации земли, отведенной под месторождение (рисунок 4.6).



Рисунок 4.6 - Цикл освоения запасов месторождения

Моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением мероприятий по добыче и реализации запасов денежные поступления и расходы за расчетный период (рисунок 4.7).



398

Рисунок 4.7 - Модель оценки площади объекта

Принцип максимума эффекта. Для оценки запасов выбирается тот вариант денежного потока, при котором эффект его реализации будет наибольшим положительным.

Учет только предстоящих затрат и поступлений. При расчетах стоимости запасов должны учитываться только предстоящие в ходе осуществления мероприятий по добыче и реализации запасов затраты и поступления.

Учет всех наиболее существенных последствий разработки месторождений - как экономических, так и внеэкономических.

Оценка влияния инфляции.

Оценка влияния неопределенностей и рисков. В последние годы наряду с традиционными методами учета рисков в разведке и добыче нефти и газа все более широко используются подходы на основе теории опционов.

Существующие методы рыночной оценки нефтяных перспективных участков очень приближенные и характеризуются столь большой неопределенностью, что рыночная оценка представляется невозможной. Рынок просто устанавливает некоторую премию или дисконт к стоимости акций - в зависимости от достигнутой компанией эффективности и самой динамики рынка. Разрыв в оценке между величиной коммерческих и технических запасов и стоимостью акций можно рассматривать в качестве «цены поискового опциона». Действительно, когда цена акций продается наравне со стоимостью коммерческих и технических запасов, стоимость поискового опциона нулевая («свободная»). В некоторые периоды времени стоимость поискового опциона столь велика, что ее невозможно уравнять со стоимостью какого-либо успешного открытия в краткосрочном периоде. Ниже рассматриваются три способа, посредством которых рынок оценивает стоимость поисковой площади.

Оценка на основе анализа программ бурения

Наиболее распространенный подход, используемый рынком при оценке максимального потенциального дохода от перспективной площади, связан с выборкой списка площадей, которые компания планирует разбуривать в течение двух последующих лет. Менеджерам необходимо сформировать пакет площадей, которые могли бы обеспечивать значимые (материальные) различия в стоимости компании. Несмотря на то что компании обычно не афишируют полный список своих объектов, они стремятся сообщить рынку важнейшие результаты по поисковым и разведочным скважинам и средний процент успешности бурения. Исходя из этого, можно определить дисконтированный чистый доход, получаемый в случае открытия месторождения. Результаты обычно представляются в виде таблиц, в которых указаны название площади, ее размеры и оценка ЧДД, рассчитанного без учета риска. Сумма этих значений ЧДД по программе бурения дает хорошее указание на дополнительную стоимость, которую может иметь компания в случае успешных результатов бурения для всех скважин.

Поскольку не все поисково-разведочные скважины окажутся успешными, то необходимо учитывать риски неудачи и рассчитывать ожидаемый ЧДД. Этот метод имеет то преимущество, что сообщает рынку необходимую вероятность успеха для обоснования текущих цен на акции. Если цена поискового опциона столь высока, что необходимо достичь 100% - ной успешности бурения, то существует минимальный нижний предел риска в определении цены акций, поскольку шансы на успех должны быть абсолютными. Если цена поискового опциона равна нулю, то при прочих равных условиях имеет место верхний предел возможного выигрыша от проекта бурения. Для большинства компаний цена поискового опциона лежит в промежуточной области, и инвестору необходимо определить, насколько реальна вероятность успеха.

2. Оценка единичной площади нефтяного участка

Стоимость одного акра нефтяного участка - наиболее применяемый показатель при рыночной оценке в Северной Америке. Данный метод неплохо работает, поскольку речь идет о «зрелых», хорошо изученных районах, где активно ведется продажа нефтяных участков. В других районах его применение неоднозначно. Он может применяться в новых нефтегазоносных провинциях, где выплачивается твердая ставка по подписному бонусу и где, следовательно, существует возможность сравнения оценок. Данный метод едва ли применим для площадей, по которым платежи бонуса носят нерегулярный характер, или где стоимость сделок по продаже участков не объявляется, как это имеет место в Великобритании.

Трудности в использовании такого подхода состоят в том, что он не учитывает реальные геологические перспективы площадей и не позволяет оценить прирост стоимости компании в случае успешного бурения совокупности площадей. Кроме того, в этом случае невозможно провести различие между площадями, которые действительно имеют хорошие шансы оказаться высоко перспективными, и теми, по которым оценки очень неопределенны.

Оценка на основе прошлой статистики

Многие эксперты отдают предпочтение стоимости поискового опциона, исходя из прошлой статистики успешности ГРР и бюджета компании на эти цели. Так, например, если компания в прошлом открывала запасы с затратами 1 долл. за баррель, то при годовом бюджете на ГРР в 100 млн. долл. можно ожидать прироста запасов в размере 100 млн. баррелей.

Для определения добавленной стоимости от реализации программы ГРР теоретические баррели запасов оцениваются по средней стоимости. Ограничения этого метода очевидны. Использование прошлой статистики для прогнозирования будущих открытий часто дает неверные результаты, особенно для тех компаний, у которых банк площадей не пополняется непрерывно. Кроме того, прошлая статистика может быть успешной по той причине, что ГРР проводились в хорошо изученной провинции, тогда как предстоящие работы будут размещаться в новых, слабоизученных территориях.

Этот метод также вознаграждает те компании, которые расходуют больше средств на поисково-разведочные работы, чем те, которые достигают наиболее высокой эффективности.

Нефтегазоперспективные площади являются основой существования компаний, занимающихся разведкой и добычей. Их качество может привести к существенному увеличению стоимости компании или же, напротив, к разрушению этой стоимости. Согласованный подход на базе применения нефтяными компаниями метода ожидаемого ЧДД в конечном счете должен привести к росту стоимости их активов во времени. Для фондового рынка оценка перспективных площадей остается очень субъективной. Определение цены поискового опциона при оценке стоимости акций является неплохой предпосылкой для перехода к более объективным рыночным оценкам. Если опцион нулевой (свободный), то можно утверждать, что стоимость акций недооценена. Если же цена опциона выше, чем суммарная стоимость, определяемая по каждому из трех выше рассмотренных методов, то можно утверждать, что стоимость акций переоценена.

Определяя стоимость активов в портфеле компании, необходимо провести анализ чувствительности по всем оценкам. Наибольшее влияние на стоимость активов оказывает динамика цен на нефть, хотя оно может быть сглажена за счет налогообложения. Размер финансовых обязательств компании также играет существенную роль в относительном изменении стоимости активов в расчете на каждый доллар изменений в ценах на нефть. Рост или снижение цен для компаний, не имеющих обязательств, будет намного меньшим, чем для компаний с высоким ливереджем. Причина различий состоит в том, что с ростом цен на нефть возрастает налоговое бремя, в то время как снижение цен фактически может приводить к тому, что открытие небольших месторождений становится невыгодным. Воздействие цен на нефть очень существенно, поскольку краткосрочные изменения в ценах всегда приводят к изменениям в стоимости акций, и эксперты должны сознавать последствия устойчивого изменения цен на нефть на стоимость активов. Однако эксперты должны ограничивать попытки постоянного изменения стоимости активов из-за краткосрочных колебаний цен на нефть, так как это приведет к некорректному выводу о том, что стоимость активов зависит только от цен на нефть.

Стоимость активов любой компании точно не определена до тех пор, пока не извлечена последняя тонна нефти из недр из последнего открытого месторождения. До этого момента существует неопределенность в отношении каждого из элементов, учитываемых при оценке активов. Наиболее неопределенной величиной в этой оценке являются нефтеперспективные площади, а наиболее достоверной - эксплуатируемые месторождения. Несмотря на то, что нефтяные компании определяют стоимость каждого актива в своем портфеле, рынок обычно более высоко оценивает активы, характеризующиеся наименьшим риском. Так, наиболее высокий вес придается коммерческим запасам, несколько меньший - техническим запасам и наименьший - ресурсам перспективных площадей. Каждая компания будет иметь различное соотношение стоимостей отдельных категорий активов в их суммарной величине, однако рынок акцентирует внимание на способности любой компании трансформировать технические запасы и перспективные ресурсы в коммерческие запасы. Те из компаний, которые имеют наилучшие показатели прироста коммерческих запасов, поддерживая одновременно достаточный уровень технических запасов и перспективных площадей, обычно имеют наивысшие рыночные рейтинги. Компании, которые не управляют органическим ростом стоимости своих активов, вынуждены прибегать к приобретениям запасов, пытаясь ускорить свой рост. Рассмотрим органический рост стоимости активов за счет стратегии открытия новых месторождений и приобретения сторонних активов.

4. Органический рост за счет проведения ГРР

Поскольку компании по разведке и добыче (компании Р и Д) нацелены на реальный рост капитала, они будут стремиться поддерживать скорее необходимый уровень затрат на ГРР, чем высокий уровень дивидендов. Такова типичная стратегия большинства компаний Р и Д, и она проявляется в доле чистых денежных поступлений, направляемых на выплату дивидендов. Очевидно, что по мере расширения фронта работ и постепенного роста изученности районов проведения операций, добиться целей роста лишь за счет успехов в ГРР становится сложнее, поэтому все большая часть чистых доходов должна выплачиваться акционерам. Но даже небольшие компании с относительно высокими доходами должны вознаграждать акционеров, если они не могут перестроить структуру своего портфеля за счет новых площадей.

Доходы компании формируются за счет коммерческих запасов, что не учитывает потенциал роста стоимости от будущих открытий. Рост коммерческих запасов базируется на реинвестировании получаемого денежного потока в поиски или приобретение запасов. Компании, которые инвестируют большую часть поступающих доходов в ГРР, характеризуются наибольшим риском капитала, направляемого на новые открытия. Однако, если поисковая программа полностью неудачна, то это приводит к сокращению стоимости активов компании.

Успех в открытии новых месторождений - лишь один из элементов, определяющих перспективы будущего роста. В конечном счете, политика инвестирования компании будет неоправданной, если она затрачивает большие суммы на ГРР и при этом портфель ее площадей имеет низкие перспективы или содержит площади, которые могут оказаться некоммерческими. Компании должны стремиться сократить затраты на разведку, чтобы получить существенный прирост стоимости. Затраты на подготовку запасов можно определить как отношение инвестиций в поиски и оценку месторождений к суммарной величине открытых и добавленных за счет расширения и ревизии запасов нефти и газа. Обычно эти показатели относятся к суммарному объему работ, но в зависимости от налоговой позиции компании чистые затраты на ГРР могут быть меньше, что приводит к снижению затрат на подготовку запасов.

8.3 Управление ресурсной базой нефтегазовых компаний

Запасы нефти и газа являются одним из важнейших материальных активов нефтегазовых компаний. Этими активами необходимо эффективно управлять. Это означает, что наличные запасы подчиняются тем же законам и требованиям экономически эффективного использования, что и другие факторы производства - материальные и нематериальные активы, труд и капитал. Данное обстоятельство представляется особенно важным. С одной стороны, необходимо, чтобы компания поддерживала определенный уровень обеспеченности запасами (в целях окупаемости осуществленных инвестиций), а с другой - уровень обеспеченности запасами не может и не должен быть чрезмерно высоким, поскольку подготовка запасов также требует значительных инвестиций, которые должны быть возмещены в приемлемые сроки. Не случайно поэтому средний уровень кратности запасов нефти у ведущих западных нефтегазовых компаний составлял в конце 90-х гг. около 11 лет.

Управление ресурсами нефти и газа состоит в выборе оптимальных способов преобразования природных ресурсов в финансовые, материальные и социальные выгоды для удовлетворения потребностей компании и общества в целом.

Поскольку промышленные размеры запасов и ресурсов, составляющие активы нефтегазовых компаний заранее не могут быть определены с достаточной степенью точности, т.к. зависят от технологических возможностей отрасли и экономической конъюнктуры, то на первом этапе составляется классификация ресурсов (см. табл.4.2), затем устанавливается наличие перспективных для поисков зон и обосновывается целесообразность последующих поисковых работ. Соответствующие оценки ресурсов падают в ячейки П4 и П6 таблица 4.2