CC BY
14
А.Я. Хавкин
Институт проблем нефти и газа РАН, Москва [email protected]
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ
Для оценки рентабельности варианта разработки месторождения традиционно рекомендуется вычислять дисконтированный поток наличности (NPV) и внутреннюю норму доходности вложений (IRR) до Тм- последнего года с положительным потоком наличности. Показано, что при использовании NPV и IRR мы получаем искажение в выборе лучших EOR/IOR технологий, особенно на поздней стадии разработки месторождений. Анализ доходности с льготами в налогообложении и без этого показывает, что экономические критерии могут диктовать окончание применения EOR/IOR технологий даже раньше Тм или после Тм
Извлекаемые запасы определяются достигаемым значением КИН при окончании реализации проекта разработки месторождения по технологическим и/или экономическим критериям. Для оценки рентабельности варианта разработки традиционно рекомендуется вычислить дисконтированный поток наличности (NPV) и внутреннюю норму доходности вложений (IRR). Значения NPV и IRR традиционно вычисляются до Тм - последнего года с положительным потоком наличности NV (Методические..2000; Регламент., 1996).
Нефтегазовые технологии требуют тщательной оценки их рентабельности из-за значительности инвестируемых средств и длительности сроков разработки месторождений. Важно правильно выбрать те технологии, которые позволят экономически эффективно повысить извлекаемые запасы на объектах разработки.
Расчет NPV проводится приведением разновременных значений потоков наличности NV (доходов и затрат) к tp -началу первого расчетного года (т.е. tp = 0). IRR равен норме дисконтирования, при которой накопленный NPV в течение периода с tp до T равен нулю. Согласно (Методические., 2000; Регламент., 1996), значения NPVT и IRRT определяются следующими соотношениями:
NPVt = NVt /(1+q)"p (1)
ш>х=Ъ^Л+4:Г (2)
1=1
0 (3)
1=1
где Т - текущий год, q - норматив дисконтирования (доли ед.), NVt - поток наличности в t-ом году, NPVt - дисконтированный поток наличности в t-ом году, NPVT - накопленный дисконтированный поток наличности в Т-ом году, IRRT - внутренняя норма доходности в Т-ом году.
При Т = Тм значения NPV и IRR максимальны. Значение КИН при Тм называют технико-экономическим КИН, а извлекаемые запасы при этом КИН - экономически обоснованными извлекаемыми запасами (Регламент., 1996).
Определенную таким образом IRRTM сравнивают с нормой дохода, требуемой инвестором. Если IRRTM больше чем норма дохода, требуемая инвестором, инвестиции в данный проект оправданы. Существуют проблемы определения IRRT: уравнение (3) допускает Т значений IRRT, из которых, чаще всего, только одно подходит по смыслу (Методические., 2000; Лимитовский, 2004).
Нормативные документы отрасли (Регламент., 1996) рекомендуют прекращать разработку месторождения в последний год положительных NV, хотя в государственных
нормативных документах (Методические., 2000) приведен пример учета отрицательных затрат на прекращение проекта. Но в этих документах оценка инвестиционной привлекательности проекта проводится так, как будто речь идет о рыночной стоимости компаний (Кувалдин, Иванов, 2002). При этом рыночная стоимость собственности считается равной текущей стоимости всех будущих доходов -будущие доходы с помощью ставки дисконта переводятся в текущую стоимость (на дату оценки) и складываются в соответствие с (1) и (2). Эти оценки являются, безусловно, нужными и правильными при продаже доходного бизнеса - они отражают позицию продавца бизнеса.
При реализации инвестиционного проекта разработки месторождения недропользователю (инвестору), когда государство выдает ему лицензию на право разработки месторождения, важна не только стоимость проекта в начале его реализации, но и реальные потоки денег в последующие годы, и скорость нарастания этих потоков - внутренняя норма доходности (рентабельности). Без этого не определить привлекательность инвестиционного проекта.
Для государства же важны налоги с доходов от реализации проекта, а если важен сам продукт проекта, то это надо учитывать в стоимости этого продукта.
Использование формулы (3) для оценки внутренней нормы доходности приводит к перекосу в выборе рациональных вариантов реализации инвестиционных проектов (Хавкин, 2004, 2005). Есть неточности и в формулах (1) - (2) для определения дисконтированного потока наличности.
Действительно, формулы (1) и (2), в которых приведение потоков NVt к началу года производится с нормой q, означают, во-первых, что поток NVt получен в конце года, и, во-вторых, что NVt учитывает инвестиционную составляющую (дисконтированные прибыль или убыток). Внутренняя норма доходности IRR (ф-ла 3), означает, что банковская норма доходности по вложенным средствам равна IRR. Такая оценка внутренней нормы доходности характеризует не проект, а гипотетический банк с нормой доходности IRR. А она должна характеризовать рентабельность именно проекта при банковской норме доходности как на инвестиции, так и на вложенные в банк средства.
Прежде чем определить реальную внутреннюю норму рентабельности IRRR рассмотрим другие показатели. Срок окупаемости проекта (То) - наименьшее число лет, за которые вложения окупаются, т.е. NPVTo = 0. Период вложения инвестиций (Т{) - последний год, когда значение NVtи NPVT отрицательны. Отметим, что Т меньше срока окупаемости проекта То, а Тм больше То.
1 (18) 2006
^научно-техническим журнал
Георесурсы
Для реальной оценки значимости вариантов реализации инвестиционного проекта, расчет дисконтированного дохода надо приводить к текущему году (Хавкин, 2004, 2005), что не противоречит нормативным документам (Методические..., 2000) и международным рекомендациям (Лимитовский, 2004). Приведенные к текущему году Т затраты ЫЕ¥Т определяются по формуле
NFVl = NV; NFVT = NFVT_ t -(1+q) + NVT
(4)
Срок окупаемости проекта То будет определяться соотношением NFУTo = 0. Экономический предел реализации проекта - год ТЕ, когда ^УТЕ снова станет равным нулю после Т0 и Тм (Хавкин, 2002).
Введем NFVT+ - дисконтированная к концу текущего года сумма потоков наличности ЫУ после периода инвестирования Т. Будем считать, что значения ЫУ приведены к концу каждого года. ^УТ+ определяется по формулам:
NFVT; = 0; NFVT+ = NFVT l+ ■
(1+q) + NVFT (5) Реальная норма доходности IRRRT определяется по ф-ле
NFVt =2Ж(1+IRRR У
(6)
В (6) поток ЫУ{ считается полученным в конце года, он учитывает инвестиционную составляющую (дисконтированные прибыль или убыток). При невыполнении этих условий расчет проводится в соответствие с (Хавкин, 2005).
Рентабельный срок реализации проекта Трен, больший Тм, определяется соотношением (Хавкин, 2002):
IRRRT = q
Tpeu 1
(7)
Утвержденный (согласованный) срок реализации проекта Ту будет определяться максимизацией дохода заинтересованных сторон, но Ту не будет больше Трен.
В табл. 1 приведены значения NV, NPV, NPVp NFVT+, NFVT, qT - нормы роста накопленного дохода nFVt (qT = NFV/NFVT_ l - 1), IRR, IRRP, IRRF, IRRR. Значения IRRP и IRRF показывают рентабельность по отношению к началу реализации проекта и к последнему году инвестиционного периода. NVt и NPVt приведены к началу первого года реализации проекта, а NFVT+ и NFVT - к текущему году Т.
Годы NV, NPV, NPVT NFVT NFVt Ят IRR IRRP IRRF IRRR
тыс $ тыс $ тыс $ тыс $ тыс $ % % % % %
1 -110 -100 -100 -110 - - - - - -
2 -152 -125 -225 -272 - - - - - -
3 777 584 359 478 777 186 106 51 185 106
4 656 448 807 1182 1511 147 147 61 136 101
5 87 54 861 1387 1749 17 149 51 86 72
6 -63 1463 1861 5 148 42 62 55
7 -224 1385 1823 -5 147 35 46 43
8 -529 994 1476 -28 146 27 33 31
9 -552 541 1072 -46 145 19 22 21
10 -752 -157 426,9 12 7 5 6
11 -937 -1109 -467 18 0 0 0
Табл. 1. Финансовые показатели реализации технологии.
В соответствии с нормативными документами (Методические..., 2000; Регламент., 1996) рекомендуемый период реализации инвестиционного проекта Тм равен 5 годам. Значение IRR при Т = Тм равно 149 %.
Из табл. 1 видно, что IRR не учитывает изменение qT -нормы роста накопленного дохода NFVT. При Т = 5, qT= 17 %, что значительно меньше его значения 147 % при Т= 4. Однако IRR5 больше IRR4. А вот IRRP, IRRF, IRRR умень-
шаются вместе с qT. Исходя из значения qT=5, вероятен следующий сценарий развития проекта - реализация проекта будет остановлена на 4 год, а полученный доход будет вложен в другой проект, дающий намного большее чем 17 % значение нормы доходности на вложенные средства.
Как видно из табл. 1, IRRR уменьшается до нуля при Т = 11, а вот значение IRRT = больше 10 %. Это означает, что даже тогда, когда накопленный доход сравнялся с расходами на реализацию проекта (NFV = IRRR = 0), значение IRR говорит о рентабельности проекта выше q. Основываясь на значении IRRR, видно, что экономический предел реализации проекта наступает при Т = 11, т.е. ТЕ = 11. Также по IRRR можно заключить, что Трен = 9 (табл. 1).
Нефтегазовые технологии отличаются от многих других инвестиционных проектов тем, что с годами их технологическая эффективность уменьшается. Это видно и из рассматриваемого примера - значения NVt уменьшаются. И здесь становится весьма значимой роль государства по стимулированию получения доходов в собственный бюджет. Безусловно, работа в убыток, и даже с нормой рентабельности менее q или немного больше q, для недропользователя не выгодна. В соответствии с регламентирующими документами (Методические., 2000; Регламент..., 1996), недропользователь обязательно остановит проект в конце 5 года. Но если государство компенсирует часть его потерь за счет уменьшения возможных доходов от налогов в период отрицательных потоков наличности инвестора, то можно улучшить показатели инвестиционного проекта как для недропользователя, так и для государства.
Выше было показано, что даже тогда, когда накопленный доход сравнялся с расходами на реализацию проекта (IRRR = 0), значение IRR говорит о рентабельности проекта выше q (табл. 1). Поэтому обоснование компенсации потерь инвестора (недропользователя) возможно только на основе IRRR (реального учета денежных потоков).
В табл. 2 приведены значения коэффициента нефтеотдачи COR, обводненности продукции F, NV, NFVT+, NFVp SVt - дохода государства, SVT - накопленного дохода государства, IRRR. Значок * означает, что эти значения изменены относительно значений в табл. 1 с учетом поддержки государства. Динамика технико-экономических показателей проекта приведена на рис. 1.
В рассматриваемом проекте предельная технологическая нефтеотдача при обводненности продукции 99 % составляет 30,6 %. Такое значение COR определяет извлекаемые запасы. Но на пятый год, когда нормативные документы рекомендуют прекращать реализацию проекта, CORT = 5 = 19,9 %, что значительно меньше 30,6 %. Более того, обводненность продукции F на 5 год составляет только 79 %. При Т = 5 имеем IRRRT=5 = 72 % (табл. 2). Таким образом, реальная внутренняя норма рентабельности проекта при Т = 5 равна 72 %, а не 149 % (табл. 1).
Если государство от вероятных доходов в бюджет компенсирует потери недропользователя на 6-ый год и даст ему еще 20 % от накопленного дохода NFVT= (т.е. компенсирует 277 тыс.$), то возможно недропользователь продолжит реализацию проекта и в доход государства прибудет 370 тыс.$. Эти средства не будут получены государством, если оно не поддержит недропользователя.
Как видно из табл. 2, на 9-ый год реализации проекта запланированный доход государства меньше, чем потери не-
|— научно-технический журнал
I еоресурсы i да) 2006
Годы COR % F % NV, т$ NV,* т$ NFVT* т$ NFVT* tS qT* % SV, T$ SV* T$ SVT* t$ IRRR* %
1 12,1 16 -110 -110 -110 - - 239 239 239 -
2 12,9 25 -152 -152 -272 - - 677 677 916 -
3 16 55 777 777 478 in 186 1843 1843 2759 106
4 18,2 71 656 656 1182 1511 147 1366 1366 4125 101
5 19,9 79 87 87 1387 1749 17 1029 1029 5154 72
6 21 84 -63 277 1803 2201 30 710 370 5524 61
7 22,3 87 -224 361 2344 2782 30 806 221 5745 54
8 23,3 89 -529 -529 2024 2506 591 42
9 24 90 -552 -552 1648 2178 480 33
10 24,7 91 -752 -752 1025 1608 24
11 25,4 92 -937 -937 145 786 12
12 26 93 -921 -921 -806 -100 0
Рис.1. Дин а м и к а тех ни ко -экономических показателей проекта.
Табл. 2. Технико-экономические показатели реализации технологии.
дропользователя, и поддержка его государством уже невозможна. На 8 год доход государства меньше чем на 3 % от МГУТ = превосходит потери недропользователя. Поэтому поддержка государством недропользователя возможна только до 7 года. Если государство уменьшит свой планируемый доход в бюджет на 7-ой год за счет компенсации потерь недропользователя (табл. 2) и за счет оставления у недропользователя 20 % прибыши от дохода, накопленного им к этому году ЫЕУТ = = 1803 тыс.$ (т.е. компенсирует 361 тыс.$), то в доход государства за два года прибудет 591 тыс.$, которые не будут получены без поддержки недропользователя государством. При этом оно обеспечит увеличение доходов недропользователя на 957 тыс.$ при реальной внутренней норме доходности 1ЕЕКТ= 7 = 54 % (табл. 2).
Проанализируем значения нефтеотдачи по этим сценариям. СОЯТ = 7 = 22,3 %, т.е. техни-ко-экономичес-кие извлекаемые запасы при гармоничном соблюдении интересов недропользователя и государства могут быть больше, чем определенные по традиционным рекомендациям. Значение обводненности на 6 год реализации проекта составит 84 %, а на 7 год - 87 %. Следовательно, прирост нефтеотдачи при поддержке недропользователя государством с 6 по 7 год составит 2,4 % при высокой обводненности продукции.
Экономически извлекаемые запасы определяются при 1НЯКТЕ = 0 (Хавкин, 2002), что без налоговый льгот достигается на 11 год разработки месторождения. Значение СОКт=п равно 25,4 %, что значительно меньше 30,6 %. Более того, обводненность продукции Е на 11 год составляет 92 % (табл. 2), что значительно меньше предельной 99 %. Реальные извлекаемые запасы определяются условием (7), что без на-логовык льгот дает Трен = 9, СОЯТ= 9 = 24 %, ЕТ= 9 = 90 %.
При поддержке недропользователя государством имеем: ТЕ = 12, экономически обоснованные извлекаемые запасы определяются СОЯТ= 12 = 26 %, ЕТ = 12 = 93 %. Реальные извлекаемые запасы определяются условием (7), что дает Трен = 11. При этом СОКт = 11 = 25,4 %, ЕТ = 11 = 92 %.
Норма д^ льготирования государством накопленного дохода недропользователя не обязательно должна быть равна 20 %. Например, при д = 10 % в доход государства в
11 ГОДЫ
течение двух лет прибудет 924 тыс.$, которые не будут получены, если государство не поддержит недропользователя. При этом государство обеспечит увеличение его доходов на 610 тыс.$ при IRRRT=7 = 50 %.
При обосновании qg важно обеспечить гармонизацию интересов недропользователя и государства. Проведенный анализ возможного продолжения работ после T = TM полностью соответствует ранее сделанным выводам (Хавкин, 2002, 2004, 2005) и примеру из нефтепромысловой практики (Муслимов, 2003), когда уменьшение ставки налогообложения привело к увеличению нефтеотдачи и доходов, как государства, так и недропользователя.
Таким образом, годом окончания реализации инвестиционного проекта разработки месторождения по экономическим показателям Ту не обязательно является TM -последний год положительного NVЭкономически обоснованным годом окончания реализации проекта Ту может быть год перед низким значением нормы дисконтирования накопленного дохода текущего года или год прекращения поддержки недропользователя государством, то есть Ту может быть больше или меньше Тм. Это означает, что конечный КИН (а, следовательно, и извлекаемые запасы) при окончании реализации инвестиционного проекта может быть больше или меньшее КИН при Т = Тм.
Следовательно, NPVи IRR дают неадекватные оценки доходности инвестиционного проекта и экономически обоснованного результата реализации проекта - экономически обоснованного коэффициента извлечения нефти CORE, т.е. экономически обоснованных извлекаемых запасов.
В заключение отметим, что реальная оценка экономической эффективности инвестиционных проектов принципиально важна для обоснования наиболее правильного технологического решения.
Литература
Кувалдин Д.А., Иванов A.C. Стоимостная оценка - эффективный инструмент повышения отдачи минерально-сырьевого комплекса. Вестник РАЕН, 2002, № 1. 33-40.
Лимитовский М.А. Инвестиционные проекты: учеб.-мет. пособие. М., АНХ РФ, Изд-во Дело, 2004.
Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М., Экономика. 2000.
Муслимов Р.Х. Основные положения энергетической стратегии России. Бурение & нефть. 2003. 12-14.
Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39-007-96. М., Минтопэнерго РФ. 1996.
Хавкин А.Я. Геолого-физические факторы эффективной разработки месторождений углеводородов. М., ИПНГ РАН, 2005.
Хавкин А.Я. Инвестиционная привлекательность нефтегазовых технологий. Материалы V Конгресса нефтегазопромыш-ленников России. Казань, ЗАО «Новое знание», 2004. 109.
Хавкин А.Я. О классификации технологий воздействия на нефтяные пласты. Наука и технология углевоооро-дов, № 1. 2002. 40-49.
Александр Яковлевич Хавкин
Зав. лабораторией ИПНГ РАН, профессор РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., автор научного открытия «Закономерность вытеснения нефти в пористыгх средах» и более 300 печатный трудов, в том числе более 30 патентов на способыi разработки.
1 (18) 2006
^научно-техническим журнал
Георесурсы
