методическое обеспечение экономической оценки разработки
реклама
На правах рукописи ЯНИН КИРИЛЛ ЕВГЕНЬЕВИЧ МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА СТАДИЯХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ Специальность 08.00.05 – Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - промышленность) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук Тюмень 2004 Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете Научный руководитель: доктор экономических наук, профессор Пленкина Вера Владимировна Официальные оппоненты: доктор экономических наук, профессор Шевченко Светлана Юрьевна кандидат экономических наук, старший научный сотрудник Плясунов Александр Иванович Ведущая организация: Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП) Защита состоится “9” июля 2004г. в часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.07 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: г.Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, ауд. 321 С диссертацией можно ознакомиться в государственного нефтегазового университета библиотеке Тюменского Автореферат разослан “ ” июня 2004г. Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат экономических наук, профессор Нанивская В.Г. 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ Актуальность темы. Топливно-энергетический комплекс является фундаментальной отраслью Российской промышленности, определяющей общее состояние экономики страны. Несмотря на то, что в нефтедобывающем секторе на протяжении последних четырех лет наблюдается рост производства, имеется целый ряд факторов негативно влияющих на функционирование и развитие отрасли, порожденных как предшествующим кризисным состоянием, так и естественными причинами. Это касается и ресурсного потенциала отрасли, и состояния основных производственных фондов, и качественных характеристик эксплуатируемых месторождений. Поэтому задача повышения эффективности разработки месторождений, рационального и комплексного освоения недр является актуальной, решение которой зависит, в том числе, и от качества составляемых проектных документов, в соответствии с которыми, осуществляется освоение запасов. Процесс освоения запасов углеводородного сырья многоступенчат. Конечные результаты всецело зависят от обоснованности принимаемых решений на каждом из его этапов. Важнейшей составляющей многих проектных документов являются различные технико-экономические расчеты, от корректности выполнения которых, во многом зависят принятые управленческие решения и будущие результаты разработки месторождений. В этой связи исследования в области методического обеспечения экономической оценки разработки нефтяных месторождений, направленные на повышение обоснованности принимаемых проектных решений, являются актуальными. Это предопределило выбор темы и направления диссертационного исследования. Цель и задачи исследования. Цель диссертационного исследования заключается в корректировке методического обеспечения обоснования затрат, оценки коммерческой и бюджетной эффективности разработки нефтяных месторождений на различных стадиях проектирования. 4 Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: • выявление проблем и направлений повышения обоснованности экономических результатов в составляемых проектных документах на разработку нефтяных месторождений; • систематизация и анализ существующих подходов к оценке капитальных и эксплуатационных затрат при экономическом обосновании проектных документов; • уточнение методики обоснования нормативов для расчета текущих производственных расходов по элементам с учетом стадийности проектирования; • формирование предложений по детализации оценки и распределению капитальных вложений по продуктивным пластам в зависимости от стадии проектирования и этапов разработки нефтяных месторождений; • разработка методики экспресс оценки влияния величины проектных капитальных вложений на доходы федерального и территориальных бюджетов; • разработка методических положений по оперативному определению коммерческой эффективности разработки нефтяных месторождений с обоснованием и использованием предельно-рентабельных значений технологических параметров; • апробация предложений по развитию методического обеспечения экономической оценки на примере нефтяных месторождений Тюменской области. Теоретической и методологической основой исследования явились фундаментальные работы в области технико-экономического проектирования разработки месторождений углеводородов и оценки экономической эффективности проектов А.Ф.Андреева, М.Х.Газеева, Л.П.Гужновского, В.Д.Дунаева, В.Д.Зубаревой, К.В.Ивасенко, В.Г.Карпова, В.В.Коссова, В.Н.Лившица, К.Н.Миловидова, В.В.Пленкиной, М.Маккольма и других ученых, а также труды по оценке ресурсоемкости освоения месторождений Н.В.Ерофеевой, Т.А.Лаврентьевой, А.И.Плясунова, И.А.Пономаревой и др. 5 Информационной базой явились проектные технологические документы на разработку нефтяных месторождений, официальная статистическая информация Госкомстата РФ, отчетные данные нефтедобывающих компаний, отчетность, опубликованная в средствах массовой информации, законодательные и нормативно-правовые документы. Объект и предмет исследования. В качестве объекта исследования выступают проектные документы на разработку нефтяных месторождений. Предметом исследования является методический аппарат проектного экономического анализа. Научная новизна диссертационного исследования заключается в разработке предложений по развитию методического обеспечения экономической оценки проектов разработки нефтяных месторождений, способствующих повышению достоверности результирующих показателей, принятию инвестором и собственником недр обоснованных решений. Результаты диссертационной работы, составляющие научную новизну и отражающие личный вклад автора, заключаются в следующем: - разработаны предложения по совершенствованию информационнометодического обеспечения формирования нормативной базы для расчета текущих производственных расходов по стадиям проектирования; - скорректирована методика расчета и распределения капитальных вложений по продуктивным пластам с учетом особенностей их геологического строения, позволяющая детализировать экономическую оценку разработки нефтяных месторождений на разных стадиях; - разработан экспресс-метод оценки влияния затратообразующих факторов на доходы бюджетов различных уровней, рекомендуемый для получения более достоверной информации на этапе согласования и утверждения проектных документов; - предложен методический подход к оперативному определению потенциальной коммерческой эффективности разработки нефтяных месторождений на основе установления ориентировочных предельнорентабельных значений технологических параметров. 6 Практическая значимость результатов исследований. Применение предложений автора по развитию методических подходов к оценке ресурсоемкости и эффективности освоения запасов нефти в организациях, занимающихся проектированием разработки месторождений, позволит осуществлять прогноз результирующих технико-экономических показателей с большей степенью достоверности. Разработанный экспресс-метод оценки влияния затратообразующих факторов на доход государства может заинтересовать комиссии по разработке нефтяных месторождений, которые оценивают инвестиционные проекты с позиции интересов государства, например, в случае рассмотрения работ, характеризующихся явно завышенными или заниженными затратами. Методические положения по определению предельных технологических параметров и экономической эффективности могут быть востребованы потенциальными инвесторами при принятии решений о целесообразности вложения денежных средств на стадии, предшествующей составлению проектного документа, а также органами государственного управления, занимающимися вопросами регулирования недропользования. Апробация работы. Результаты исследований были представлены на Всероссийской научно-практической конференции (г.Тюмень, 2002г.), отраслевой научной конференции по проблемам развития топливноэнергетического комплекса Западной Сибири (г.Тюмень, 2002 г.), а также изложены в ряде публикаций. По теме диссертации опубликовано 7 работ общим объемом 2,5 п.л., в том числе авторских – 2,1 п.л. Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав основного содержания, заключения, приложений, списка литературы. Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы цель и задачи, отражена научная новизна и практическая значимость результатов исследования. В первой главе проанализировано состояние отрасли и обоснована потребность нефтедобывающих предприятий в качественно выполненных проектных документах, характеризующихся высокой степенью 7 достоверности технико-экономических показателей. Систематизированы и проанализированы существующие методические подходы к оценке капитальных и эксплуатационных затрат при проектировании, обоснована необходимость их корректировки для уточнения потребности в ресурсах на разных этапах разработки. Во второй главе сформулированы предложения по развитию методики оценки капитальных и эксплуатационных затрат на разработку нефтяных месторождений, позволяющие повысить обоснованность результирующих показателей. Они касаются, прежде всего, корректировки подходов к формированию нормативной базы для обоснования текущих производственных расходов, а также детализации оценки капитальных вложений на разных стадиях проектирования. Проведена апробация предложений по реальным месторождениям, находящимся на различных этапах разработки, подтверждающая целесообразность применения рекомендованных подходов. Третья глава посвящена развитию оперативного техникоэкономического проектирования. Предложены методики экспресс оценки влияния затратообразующих факторов на доход государства и определения потенциальной экономической эффективности освоения запасов на основе ориентировочных предельно-рентабельных значений технологических параметров. Выполнены расчеты, свидетельствующие о правомерности использования сделанных предложений на практике. В заключении приведены основные выводы по результатам исследования. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ 1. Разработаны предложения по формированию нормативной базы текущих производственных расходов на разных стадиях проектирования. При оценке целесообразности освоения месторождений научноисследовательские и проектные организации стремятся использовать такой методический аппарат, который позволял бы осуществлять прогноз с высокой степенью достоверности. Прогнозный расчет, как правило, осуществляется с использованием нормативов затрат. Между тем, в регламентирующих документах по составлению проектов разработки 8 нефтяных месторождений алгоритм установления экономических нормативов не отражен. Чаще всего расчеты эксплуатационных затрат характеризуются следующими недостатками: • применяются усредненные нормативы затрат, сложившиеся в отчетном периоде в целом по предприятию, которое планирует реализацию проекта, неизменные на протяжении всего расчетного периода; • не учитывается влияние изменения объема производства на величину удельных затрат по этапам разработки месторождений; • используются одни и те же нормативы при составлении проектных документов различных уровней. С целью нивелирования отмеченных недостатков, автором предлагается формировать нормативную базу для обоснования текущих затрат дифференцированно по стадиям проектирования (рис. 1). Документы, соответствующие стадиям проектирования 1) - проект пробной эксплуатации - тех.схема опытно-промышленной разработки 3) 2) - технологическая схема разработки - проект разработки - уточненный проект разработки - анализ разработки Предлагаемые подходы к формированию нормативной базы для оценки текущих затрат На основе фактической информации по предприятию, которое планирует реализацию проекта. • Определение нормативов на основе сметы затрат за отчетный период непосредственно по проектируемому месторождению. • Корректировка удельных затрат с помощью поправочных коэффициентов, учитывающих тенденцию изменения нормативов при изменении технологических параметров (по накопленной базе данных). Построение регрессионной модели: "технологический параметр - экономический норматив" на основе накопленной информации по разрабатываемому месторождению. 1), 2), 3) – стадии проектирования Рис.1 Предлагаемые подходы к формированию нормативной базы Для работ “первого уровня” (проекты пробной эксплуатации, технологические схемы опытно-промышленной разработки месторождений) характерен дефицит экономической информации, обусловленный начальной стадией эксплуатации месторождения. Поэтому на данной стадии проектирования допустимо применение усредненных 9 данных, полученных в целом по предприятию, которое планирует реализацию проекта. Документы “второго уровня” составляются по данным пробной эксплуатации. На этом этапе появляется возможность повысить точность расчета экономических нормативов. В качестве информационной основы расчета может быть использована смета затрат непосредственно по исследуемому месторождению. Нормативы, в этом случае, будут определены отношением фактической суммы расходов, сложившихся по элементам за отчетный период, к соответствующим производственным показателям, оказывающим непосредственное влияние на величину затрат, за тот же период. Недостаток, связанный с использованием на протяжении расчетного периода неизменных удельных затрат, установленных на определенную предпроектную дату, может быть устранен путем введения корректирующих коэффициентов. Для информационного обеспечения расчета поправочных коэффициентов предлагается по отчетным данным предприятия формировать двумерный массив – «технологический параметр – экономический норматив». Наличие накопленной фактической информации позволит проследить тенденцию изменения нормативов при увеличении или уменьшении значений технологических факторов. Динамику изменения нормативов рекомендуется учитывать на каждом расчетном шаге путем применения корректирующих коэффициентов. В соответствии с этим нормативы затрат по элементам будут определяться следующим образом: N i ,t = З i ,ф Tф ⋅ K i ,t , (1) где Ni,t – норматив для расчета затрат по i-му элементу в году “t”; Зi,ф – фактическая сумма затрат i-ого элемента в отчетном году; Тф – фактическое значение технологического параметра, влияющего на формирование затрат i-ого элемента; Кi,t – корректирующий коэффициент для i-ого элемента в году “t”, представляющий собой отношение нормативов соответствующих двум последовательным дискретным интервалам технологических параметров (в среднем по предприятию). 10 Использование данной методики позволит точнее прогнозировать затраты на каждом расчетном шаге и итоговую величину эксплуатационных расходов. На поздней стадии разработки месторождения составляются “уточненные проекты разработки” и проводится анализ разработки в целях определения эффективности применяемой технологии. К этому моменту времени накоплен большой и детальный объем информации о состоянии месторождения и формировании экономических показателей. На данной стадии для определения нормативов предлагается использовать методы статистического моделирования. Поскольку в каждом отдельном случае влияние технологических факторов на формирование удельных затрат неодинаково, то математическая модель может быть выражена прямой, гиперболой, уравнением показательной или степенной функции и т.д. Использование регрессионных моделей делает возможным определение нормативов эксплуатационных затрат для любого значения технологического параметра на каждом расчетном шаге. Рекомендуемый нами методический подход к формированию нормативов текущих затрат в рамках автореферата рассмотрен на примере следующих направлений затрат: “электроэнергия на извлечение жидкости” и “прочие затраты”. Детальное исследование технологических особенностей процесса добычи нефти позволило автору установить зависимость удельной величины расхода энергии по извлечению жидкости от следующих факторов: глубины скважины, забойного давления, обводненности нефти и коэффициента полезного действия (КПД) насосной установки. Значения первых трех параметров на стадии выполнения экономических расчетов известны. Кроме того, средняя глубина добывающих скважин – это, чаще всего, постоянная величина, не оказывающая влияния на изменение величины удельного расхода электроэнергии в динамике. Величина забойного давления в проектных документах, предусматривающих применение на месторождении системы ППД, также является постоянным. Единственным параметром, затрудняющим корректное определение удельного расхода электроэнергии прямым счетом, является КПД. Проводить его оценку нецелесообразно, так как это трудоемкий процесс, требующий объемного информационного обеспечения по всему спектру используемого оборудования. 11 В этой связи, при составлении проектных документов “первого уровня” удельный расход электроэнергии предлагается устанавливать на основе фактических данных по другим месторождениям с аналогичными параметрами. База данных может быть представлена в виде массива значений обозначенного круга параметров (табл. 1). Таблица 1 Определение удельного расхода энергии на извлечение жидкости на основе технологических параметров (на 1-ой стадии проектирования) Забойное давление, Средняя МПа P1 P… Рn Обводглубина скважин, м ненность, % δ1 Эизвл1 H1 δn Удельный расход δ1 H… электроэнергии, δn кВт.ч./т.ж. δ1 Hn δn ЭизвлN Величина удельного расхода электроэнергии находится на пересечении закладываемых в проекте значений технологических параметров и переводится в стоимостное выражение с учетом цены 1 кВт.-ч. на дату проектирования. При составлении проектных работ “второго уровня” появляется возможность повысить точность экономической оценки. Если средняя глубина добывающих скважин и забойное давление в новом проектном документе будут аналогичны тем, что сформировались на месторождении за период пробной эксплуатации, то в качестве основы рекомендуется использовать фактическое значение удельного расхода электроэнергии дифференцированное в зависимости от текущих значений уровня обводненности нефти. В случае, когда технологические параметры в новом проекте отличаются от сформировавшихся на месторождении для расчета удельного расхода электроэнергии к его фактически сложившейся величине предлагается применять корректирующий коэффициент, рассчитанный на основе накопленной и систематизированной статистической информации (табл. 1): 12 К эн = Эф Эп , (2) где Эф – удельный расход элкетроэнергии в базе данных для глубины скважин, забойного давления и обводненности, соответствующих сложившимся в отчетном периоде на проектируемом месторождении; Эп – удельный расход электроэнергии в базе данных для глубины скважин, забойного давления и обводненности, соответствующих проектным значениям. На стадии выполнения проектных работ “третьего уровня” удельный расход электроэнергии предлагается определять по зависимости в корреляционном поле – “удельный расход электроэнергии – обводненность нефти”. В случае, если при эксплуатации месторождения средние значения глубины скважин и забойного давления постоянны, характер данной зависимости будет близок к линейному (рис. 2). Стохастический характер зависимости обусловлен колебаниями КПД скважинного оборудования. m кВт.-ч./т.ж. фактические значения Удельный расход энергии 10,0 Прогноз 5,0 0,0 y=kδ+b 0 0 20 Обводненность 40 60 100% 80 100 Рис.2 Выявление зависимости удельного расхода энергии от обводненности для определения нормативов (на 3-й стадии проектирования) В соответствии с выявленной регрессией для каждого нового значения обводненности определяется соответствующий уровень расхода электроэнергии. На долю “прочих затрат” приходится более половины суммарной величины текущих производственных издержек. Существенную долю в их структуре занимают затраты, связанные с проведением ремонтных работ на эксплуатационном фонде скважин. Чаще всего при проектировании 13 разработки вновь водимого месторождения используют норматив, сложившийся за отчетный период в целом по предприятию, которое планирует реализацию проекта. Однако, такой подход представляется не вполне корректным. В частности, при составлении проектных документов “первого уровня”, доля ремонтной составляющей в общем нормативе “прочих затрат” должна быть ниже среднего, сложившегося в целом по предприятию значения, поскольку для вновь вводимых в разработку месторождений не характерно наличие значительного бездействующего фонда скважин, требующего ремонта. Реально предприятия эксплуатируют месторождения, находящиеся на разных стадиях разработки, в том числе и завершающей, для которой свойственно наличие значительного фонда бездействующих скважин и, соответственно, большого объема ремонтных работ. Поскольку норматив “прочих затрат” принято устанавливать в расчете на 1 скважину действующего фонда, то его величина будет тем больше, чем меньше в эксплуатационном фонде действующих скважин. Нами предлагается в структуре “прочих затрат” выделять расходы на проведение ремонтных работ (условно-переменная часть). Другая составляющая норматива “прочих затрат” будет представлять собой условно-постоянную его часть. Так как доля действующих скважин является качественной характеристикой эксплуатационного фонда и оказывает непосредственное воздействие на объем ремонтных работ, норматив условно-переменной части “прочих затрат” рекомендуется определять следующим образом: N пр = N ф ⋅ где Дф Д пр , (3) Nпр – норматив переменой части прочих затрат для проекта; Nф – норматив переменной части прочих затрат по предприятию в отчетном периоде; Дф – доля действующих скважин в общем фонде в целом по предприятию в отчетном периоде; Дпр – доля действующих скважин в общем фонде по проекту. Проведенный в работе анализ фактической информации по ряду нефтяных месторождений подтверждает правомерность учета доли действующих 14 скважин при формирования норматива условно-переменной части прочих затрат. Что касается условно-постоянной части норматива “прочих затрат” (в расчете на 1 скважину действующего фонда), то для документов “первого уровня” вполне корректно на протяжении всего расчетного периода использовать значение, сложившееся в среднем по предприятию. Целесообразность применения данного предложения подтверждается тем, что, как правило, для проектов “первого уровня” свойственны невысокие экономические результаты хозяйственной деятельности, обусловленные высоким уровнем затрат при небольших объемах производства. Обоснованное сокращение прогнозной себестоимости на начальном этапе освоения месторождения позволит несколько повысить показатели эффективности разработки. На стадии составления технологических схем или проектов разработки месторождений при прогнозировании переменной составляющей “прочих затрат” рекомендуется использовать уровень удельных затрат, фактически установившийся на рассматриваемом месторождении в отчетном периоде, что, в свою очередь, устраняет необходимость применения поправочного коэффициента, учитывающего структуру фонда скважин. Определение суммарного объема условно-постоянной части прочих затрат путем умножения одного и того же значения норматива на фонд скважин в рассматриваемом случае представляется несколько неточным. Такой вывод основывается на том, что сложившаяся на проектируемом месторождении в отчетном периоде величина этих расходов всегда содержит в себе часть затрат, не зависящих напрямую от действующего фонда скважин. Для учета названных обстоятельств предлагаем определять норматив условно-постоянной части прочих затрат t-ого проектного года как среднее значение между уровнем норматива условно-постоянной части прочих затрат, сложившимся на месторождении в отчетном периоде, и его величиной, скорректированной на переменный коэффициент. Последний определяется как отношение действующего фонда скважин на месторождении в отчетном периоде к фонду скважин в проектном году “t”. 15 Сравнивая результаты расчетов, выполненных в соответствии с предложенной методикой и практикуемым на сегодняшний день способом, необходимо отметить, что в последнем случае значения ежегодных текущих расходов оказываются завышенными до тех пор, пока проектное количество действующих скважин меньше фонда, сложившегося на месторождении в отчетном периоде (рис.3). По действующей методике По скорректированной методике Руб. 200 m 180 160 140 120 100 80 60 40 Годы 20 0 01 3 5 7 9 n 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 Рис.3 Поведение “прочих затрат” при разных подходах к их оценке Применение скорректированной методики отразится на изменении предельно-рентабельных конечных параметров разработки (экономически оправданных срока разработки месторождения и коэффициента извлечения нефти), так как именно эксплуатационные расходы влияют на их значения. Обоснованность предложения по корректировке методических подходов к оценке “прочих затрат” подтверждается проведенными в диссертации расчетами. При составлении документов “третьего уровня” для расчета условнопеременной части “прочих затрат”, по мнению автора, следует использовать значения удельных затрат, сложившихся в отчетном периоде по исследуемому объекту, а для оценки условно-постоянной составляющей можно воспользоваться корреляционно-регрессионным анализом, применение которого обусловлено стохастическим характером поведения величины среднедействующего фонда скважин и доли условнопостоянной части расходов в структуре прочих затрат. Практика освоения запасов углеводородов, свидетельствует о том, что на ранней стадии разработки месторождений весьма высока доля условнопостоянных затрат в структуре прочих расходов из-за незначительного 16 количества скважин и, соответственно, ремонтных работ. Можно предположить, что в большинстве случаев функциональная зависимость между обозначенными выше параметрами будет близка к степенной, т.е. иметь вид y=1/xn. Построение регрессионной модели позволит определять долю условно-постоянных затрат для каждого нового проектного значения среднедействующего фонда скважин и, в конечном счете, удельный норматив. Расчеты подтвердили наличие взаимосвязи нормативов затрат с технологическими параметрами и повышение обоснованности экономических показателей разработки месторождений. 2. Скорректирована методика расчета и распределения капитальных вложений по продуктивным пластам с учетом их геологического строения, позволяющая детализировать экономическую оценку разработки месторождений на разных стадиях. Оценка экономической эффективности освоения месторождений нефти зависит от обоснованности размера капитальных вложений. Действующий регламентирующий документ предписывает осуществлять расчет основной части капитальных вложений по нормативам удельных затрат в расчете на вводимую скважину добывающего или нагнетательного фонда. Такая методика применяется в частности для оценки затрат на строительство автодорог и линий электропередачи. Однако, по нашему мнению, он не лишен недостатков. При рассмотрении нескольких вариантов разработки месторождения, отличающихся между собой плотностью сетки скважин, количество строящихся скважин может кратно различаться. Сравниваемые между собой варианты, как правило, предусматривают покрытие проектной сеткой скважин одной и той же площади залежи. В таких вариантах количество проектных кустовых площадок остается одинаковым, а меняется только количество буримых на одном кусте скважин. Поэтому общая стоимость строительства подъездных автодорог и линий электропередачи должна оставаться по таким вариантам неизменной. Таким образом, при использовании действующего подхода в варианте с более плотной сеткой скважин затраты искусственно завышаются. 17 Поскольку на этапе составления проектов пробной эксплуатации и технологических схем опытно-промышленной разработки экономические расчеты проводятся с целью определения ориентировочной потенциальной эффективности проекта, то для оценки капиталоемкости разработки месторождений могут быть использованы укрупненные отраслевые нормативы капитальных вложений, установленные по соответствующим направлениям затрат в расчете на вводимую скважину добывающего, нагнетательного или общего фонда, приведенные к ценам расчетного периода и скорректированные с учетом специфических характеристик проектируемого месторождения. С каждой последующей стадией проектирования необходимо повышать точность расчетов. Использование вышеизложенного метода приведет к излишне укрупненной оценке необходимых капитальных вложений. Поэтому для месторождений, находящихся в эксплуатации несколько лет, предлагается использовать более достоверную и полную геолого-технологическую и экономическую информацию. Имеющиеся фактические данные позволяют выделить из комплексных направлений затрат составляющие, напрямую независящие от фонда скважин, которые более корректно оценивать в расчете на километр (это касается всех линейных объектов). Оценку затрат на строительство остальных общепромысловых объектов обустройства (установки по подготовке нефти – УПН, дожимной насосной станции – ДНС, кустовых насосных станций – КНС), не зависящих напрямую от количества пробуренных скважин, предлагается проводить по аналогии с такими же объектами на других месторождениях, с поправкой на проектный уровень мощности. При составлении проектных документов 2-ого и 3-его уровней, по мере уточнения геологического строения месторождения необходимо осуществлять оценку эффективности освоения каждой продуктивной залежи. Эту задачу можно решить на основе разделения расходов между продуктивными пластами. Она усложняется при одновременно-раздельной эксплуатации пластов одного месторождения. Изложенная выше методика позволяет более точно оценить потребность в капитальных вложениях, позволяя обоснованно решить данную проблему. 18 В случае совместной эксплуатации залежей нами рекомендуется распределять пропорционально извлекаемым запасам нефти капитальные вложения необходимо только по таким промысловым объектам как УПН, ДНС, КНС. К выбору методики распределения затрат на строительство линейных коммуникационных объектов предлагается подходить в зависимости от качественных характеристик пластов: − в случае, когда на месторождении один из пластов можно выделить в качестве основного, корректно все затраты относить на него; − если пласты сопоставимы по запасам, то затраты следует разделять пропорционально количеству скважин буримых на каждый пласт. Предложенную методику рекомендуется применять при выполнении таких проектных работ как “ТЭО коэффициента извлечения нефти”, где необходим более детальный и взвешенный подход к распределению инвестиционных затрат по продуктивным пластам. Использование предложений по детализации оценки капитальных вложений позволит повысить обоснованность выбора рекомендуемого варианта разработки месторождения, оценить целесообразность вовлечения в разработку каждого продуктивного пласта. 3. Разработан экспресс-метод оценки влияния затратообразующих факторов в проектах разработки нефтяных месторождений на доходы бюджетов различных уровней. В практике проектирования возникают ситуации, когда проектный документ на разработку месторождения, с одной стороны, характеризуется невысокими показателями экономической эффективности, а с другой, наличием явно завышенных капитальных вложений. Как известно, завышение инвестиционных расходов приводит к сокращению величины налога на прибыль при одновременном увеличении поступлений в государственные бюджеты по налогу на имущество. В такой ситуации возникает проблема оперативной оценки влияния на доход государства искусственного завышения капитальных вложений. При этом стоит отметить, что в большинстве случаев потенциальный рост суммарных платежей по налогу на имущество не способен компенсировать недостающие поступления по налогу на прибыль. Кроме того, интерес к решению этого вопроса может быть обусловлен неравномерной 19 структурой распределения вышеобозначенных налогов между бюджетами различных уровней. Автором установлено, что при условии равномерной и полной амортизации капитальных вложений (за расчетный период), суммарные выплаты по налогу на имущество могут быть определены следующим образом: c −1 Н им i A С А 1 ∑ i =1 = КВ ⋅ (С − − ) ⋅ им = КВ ⋅ им , 2 C 100 2 100 (4) Ним – суммарная величина налога на имущество, руб.; КВ – объем капитальных вложений по проекту, руб.; С – значение, равное сроку службы основных средств; Аим – ставка налога на имущество, %. Таким образом, величина налога на имущество при завышенных капитальных вложениях будет выше, нежели при их реальном уровне, на где величину, равную « ∆КВ ⋅ С », где “∆КВ” – это объем капитальных 100 вложений, превышающий их реальную стоимость. Величина налога на прибыль зависит непосредственно от ее ставки и балансовой прибыли. Последняя, в свою очередь, представляет собой разницу между прибылью от реализации нефти и налогами, поступающими в местные бюджеты. Величина прибыли от реализации проекта находится в прямой зависимости от объема капитальных вложений. Если в проекте объем капитальных вложений ( КВпр ) завышен в «n» раз, то в этом случае прибыль от реализации нефти за рентабельный период окажется заниженной на величину, равную ( КВпр − КВпр n ). Таким образом, если в расчетах капитальные вложения завышены, то величину, показывающую на сколько при этом искажено (занижено) значение налога на прибыль, можно будет определить по формуле: ∆Н п = (∆КВ + где ∆КВ ⋅ Аим ⋅ С Ап , )⋅ 2 ⋅ 100 100 (5) ∆Нп – недополучение средств по налогу на прибыль, руб; С – значение, равное сроку службы основных средств; Аим,, Ап – ставки налогов на имущество и на прибыль соответственно, %. 20 Формула (5) справедлива при следующих условиях: • если на протяжении расчетного рентабельного периода возможные отрицательные значения текущей балансовой прибыли полностью компенсируются последующей положительной динамикой за счет соответствующего уменьшения налогооблагаемой прибыли; • если за рентабельный период амортизируется вся сумма затрат. Совокупное влияние выявленного масштаба завышения объема капитальных вложений на изменение дохода государства может быть определено как разность между недополучением средств по налогу на прибыль и дополнительными поступлениями по налогу на имущество. Учитывая действующее ставки налогов и их распределение по бюджетам, можно определить влияние изменения объема капитальных затрат на доходы бюджетов всех уровней. 4. Предложен методический подход к оперативному определению потенциальной коммерческой эффективности разработки месторождений на основе установления ориентировочных предельно-рентабельных значений технологических параметров. В процессе проектирования разработки нефтяных месторождений часто возникает необходимость оперативной приблизительной оценки предельно-рентабельных начальных дебитов нефти скважин (qн.нач.) для краевых зон залежей и для месторождения в целом, накопленной добычи нефти на одну строящуюся скважину (Qн.рентаб.), а также потенциальной эффективности инвестирования. Перечисленные параметры интересуют нефтяные компании, инвесторов, консалтинговые фирмы, специалистов, занимающихся вопросами контроля и регулирования недропользования. В целях оперативного получения информации предлагается сформировать базу данных с предельно-рентабельными значениями технологических параметров, рассчитанных с учетом наиболее значимых условий разработки месторождений. На первом этапе формирования информационной базы данных предлагается оценить ориентировочные значения qн.нач. и Qн.рентаб. для месторождений с различными геолого-технологическими условиями разработки и территориальной расположенностью. На втором этапе, основываясь на предельно-рентабельные технологические показатели, 21 можно определить потенциальную коммерческую эффективность разработки. Расчеты предельных параметров qн.нач. и Qн.рентаб. должны осуществляться с учетом различной удаленности месторождений от районов с освоенной инфраструктурой, применения различных систем разработки и общего проектного фонда строящихся скважин на месторождении, с учетом закономерности изменения различных технологических параметров во времени в процессе разработки месторождений и приближенных к действующим на момент выполнения экономической оценки стоимостным характеристикам. Данные результаты расчетов должны быть систематизированы в виде таблицы со значениями параметров qн.нач. и Qн.рентаб, обеспечивающих получение минимально приемлемой экономической рентабельности. На основе предельных технологических параметров можно определить потенциальную коммерческую эффективность по показателю внутренней нормы доходности (IRR) разработки того или иного месторождения. Она может быть спрогнозирована, исходя из сопоставления полученных предельно-рентабельных значений технологических параметров с их ориентировочными значениями, которые могут быть заложены в проектных документах. Для различных заданных условий (удаленность месторождения, проектный фонд скважин, система разработки) степень влияния технологических параметров на изменение нормы прибыли неодинакова. В таблице 2 в качестве примера представлены предельно-рентабельные начальные дебиты новых скважин по нефти и полученные ориентировочные значения прироста внутренней нормы прибыли при увеличении производительности скважин на 1 т/сут., характерные для семиточечной системы разработки месторождения. Согласно выполненных расчетов, для месторождения с удаленностью 100 км и проектным фондом в 200 скважин (соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2/1), минимальный начальный дебит скважин по нефти составляет примерно 20 т/сут. Значение IRR при этом равно 10%. Увеличение начального дебита нефти на 1 т/сут ведет к росту внутренней нормы доходности примерно на 0,9%. Функциональная зависимость внутренней нормы прибыли от дебита нефти имеет линейный характер. 22 Следовательно, для того, чтобы величина внутренней нормы прибыли достигла, например, значения 20%, проектный уровень среднего начального дебита нефти должен быть около 31 т/сут. Таблица 2 Прирост IRR при изменении начального дебита скважин по нефти Фонд скважин Всего в т.ч. бури- добыва- qн., мых ющих т/сут 100 200 300 400 500 67 133 200 267 333 16 15 15 15 15 Удаленность, км 50 100 0 150 Рост "IRR, %" при росте qн на 1 т/сут. qн., т/сут Рост "IRR, %" при росте qн на 1 т/сут. qн., т/сут Рост "IRR, %" при росте qн на 1 т/сут. qн., т/сут Рост "IRR, %" при росте qн на 1 т/сут. 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 20 18 17 17 17 0,9 1,0 1,0 1,1 1,1 24 20 19 18 18 0,8 0,9 0,9 0,9 1,0 29 23 21 20 19 0,6 0,7 0,8 0,8 0,9 qн. - предельно-рентабельный (IRR=10%) средний начальный дебит нефти, т/сут. Полученная информация может быть использована в течение определенного периода времени, на протяжении которого экономические условия реализации проекта являются относительно устойчивыми. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ Проведенные исследования, направленные на повышение обоснованности принимаемых проектных решений, позволили сформулировать следующие основные выводы: 1. Анализ информационно-методического обеспечения оценки капитальных и эксплуатационных затрат на разработку нефтяных месторождений выявил необходимость его уточнения и детализации для каждой стадии проектирования (от составления проектов пробной эксплуатации до проектов доразработки). Это будет способствовать повышению достоверности экономических расчетов и обоснованности принятия управленческих решений. 2. Разработанные в диссертации предложения по развитию методики оценки текущих производственных расходов предполагают использование: − отчетной информации по нефтедобывающему предприятию на стадии проектирования пробной и опытно-промышленной эксплуатации месторождений; − систематизированной базы фактических данных в разрезе месторождений на стадии составления технологических схем и проектов разработки; 23 − методов статистического моделирования для получения информации на стадии составления проектов доразработки. 3. Предложенная методика обоснования нормативов текущих затрат в разрезе их элементов основана на выявлении более тесной связи затрат с технологическими параметрами разработки. В частности, при обосновании удельных энергозатрат на извлечение жидкости рекомендуется учитывать глубину добывающих скважин, забойное давление в зоне отбора, обводненность нефти. Расчет норматива прочих затрат в условнопеременной его части целесообразно проводить с использованием поправочного коэффициента, который зависит от действующего фонда скважин в общем эксплуатационном фонде. 4. Формализованные и дополненные автором подходы к определению потребности в капитальных вложениях предусматривают детализацию их оценки на разных стадиях проектирования по двум направлениям: затраты, связанные со строительством линейных коммуникационных сооружений и общепромысловых объектов инфраструктуры. Для принятия более обоснованных решений о целесообразности вовлечения в разработку продуктивных пластов на второй и третьей стадиях проектирования разработаны методические рекомендации по распределению названных групп капитальных вложений в разрезе эксплуатационных объектов (пластов) в зависимости от их качественных характеристик. 5. Предложенный экспресс-метод оценки влияния величины завышенных капитальных вложений на доход государства заключается в определении потенциального недополучения поступлений по налогу на прибыль и сопоставлении их с возможным увеличением притока денежных средств по налогу на имущество. Его применение позволит, не прибегая к объемным расчетам, оценить, на сколько уменьшатся или увеличатся доходы различных бюджетов (федерального, регионального и местного) при скорректированных капитальных вложениях. 6. Для получения предварительных выводов о целесообразности разработки нефтяных месторождений на предпроектной стадии сформировано методическое обеспечение по оперативному анализу потенциальной коммерческой эффективности. Оно включает методические положения по установлению ориентировочных предельно-рентабельных 24 значений технологических параметров, по оценке влияния их изменения на внутреннюю норму доходности, а также по расчету ее потенциальной величины. Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях: 1. Янин К.Е. О направлениях совершенствования информационнометодического обеспечения проектного анализа в нефтедобыче // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: тезисы всерос. научн. практ. конф.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. – 0,08 п.л. 2. Янин К.Е., Янина И.В. Формализация подходов к формированию нормативной базы для экономических расчетов // Технологоинструментарные новации в управлении ТЭК: макро-, мезо- и микроуровень. Материалы II всерос. науч. практ. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. – 0,4 п.л. (авт.- 0,3 п.л.). 3. Янин К.Е. Направления развития методики обоснования нормативов эксплуатационных затрат на добычу нефти // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Материалы науч.-практ. конф.Тюмень: СибНИИНП, 2004. – 0,4 п.л. 4. Янин А.Н., Янин К.Е Экспресс-метод определения предельнорентабельных технологических параметров и экономической эффективности разработки нефтяных месторождений // Вестник недропользователя ХМАО, №14, 2004. - 0,37 п.л. (авт.- 0,2). 5. Янин К.Е, Классен Е.В. Оценка влияния завышенных капитальных вложений в проектах разработки нефтяных месторождений на величину дохода государства // Вестник недропользователя ХМАО, №14, 2004.- 0,42 п.л. (авт. 0,3). 6. Янин К.Е. Влияние изменения налогового законодательства на инвестиционную привлекательность проектов разработки нефтяных месторождений // Проблемы реализации экономического потенциала предприятий нефтегазового сектора. Сб. науч. тр.- Тюмень: Вектор Бук, 2002. – 0,31 п.л. 7. Янин К.Е. Совершенствование методики оценки эксплуатационных затрат при разработке нефтяных месторождений // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. тр. науч.-практ. конф.- Тюмень. (СибНИИНП), 2004.-0,5 п.л. 25 Подписано к печати 7/06/2004 г. Формат 60*90 1/16 Уч.-изд. л. Заказ № 776 Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз. Бум. Типогр. №1 Усл. печ. л. Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52
