РНГМ лекция 7

1. 7 Виды проектно-технологических документов на разработку месторождений. Экономические показатели разработки нефтяных залежей

7.1 Виды технологических документов на разработку. Подсчет
запасов
7.2 Показатели экономической оценки вариантов разработки
7.3 Основные направления капитальных и эксплуатационных
затрат
7.4 Основы налогообложения нефтедобывающих предприятий
7.5 Закон о Недрах
7.6 Основные риски нефтегазовой компании

2.

Виды технологических документов на разработку. Подсчет запасов
Вся деятельность нефтегазодобывающих предприятий организована на основании
лицензионных соглашений, проектных технологических документов (ПТД) на разработку
месторождений является частью ЛС (по добыче нефти и количеству скважин).
Как правило выполнению ПТД предшествует или сопутствует подсчёт запасов или
оперативный подсчет запасов, ПЗ или ОПЗ предназначен для определения геологических
запасов и утверждается ГКЗ (государственная комиссия по запасам). ПЗ утверждается в
целом по месторождению в течении 90 дней с предварительной экспертной оценкой до
заседания ГКЗ, ОПЗ утверждается в течении 30 дней с ускоренной экспертной в ходе
заседания ГКЗ, моет быть выполнен по отдельным залежам
Процесс разработки месторождения начинает планироваться после фиксации его
промышленного открытия, то есть после оценки положительных результатов поискового
бурения. Цели и задачи проектирования определяются этапом освоения открытого
месторождения:
- моделирование с целью определения системы разбуривания и параметров для получения
добывных характеристик месторождения и скважин;
- пробная эксплуатация (ППЭ и ДППЭ)– процесс продолжительностью:
а) три года - для мелких и очень мелких месторождений;
б) пять лет - для средних месторождений;
в) семь лет - для крупных и уникальных месторождений/залежей/
эксплуатационных объектов, морских (шельфовых) месторождений.
Выделяются участки пробной эксплуатации в пределах категории запасов С1.
При наличии пяти и более эксплуатационных объектов, для мелких и очень мелких
месторождений, срок ППЭ увеличивается до пяти лет, для средних месторождений – до 7
лет.
Сроки пробной эксплуатации месторождения/залежи, в случае необходимости проведения
промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий технологии
разработки, могут быть дополнительно продлены на срок не превышающий 3 года в
порядке согласования ПТД.

3.

Виды технологических документов на разработку. Подсчет запасов
На стадии непосредственной разработки месторождения выполняются
- технологическая схема разработки (ТСР)* с дополнениями (ДТСР);
*С целью перевода запасов в категорию разрабатываемых (A + B1 + B2) с первой ТСР обязательно
делается ПЗ, в случае мелких и очень мелких допускается ОПЗ.
- технологический проект разработки (ТПР) с дополнениями (ДТПР).
Дополнение к технологической схеме разработки (далее - ДТСР), дополнение к технологическому
проекту разработки (далее - ДТПР) представляются с подсчетом запасов по месторождению в целом
при изменении ранее утвержденных в установленном порядке геологических запасов категорий A +
B1 + B2 более чем на 20% и (или) принципиальном изменении геологической модели
месторождения.
При изменении ранее утвержденных геологических запасов менее чем на 20% по месторождению,
в том числе при открытии новой залежи, подготавливается отчет по оперативному изменению
состояния запасов, который передается в Федеральное агентство по недропользованию для
проведения государственной экспертизы запасов. При составлении ДТСР и ДТПР должны
учитываться последние данные об оперативном изменении состояния запасов.
ПТД подлежит экспертизе и защите в Центральной комиссии по разработке месторождений
полезных ископаемых Роснедра (ЦКР Роснедра).
Срок действия ТСР, ТПР и дополнений к ним соответствует сроку разработки
После согласования в ЦКР ПТД становится основным документом, регулирующим разработку
месторождений нефтяных и газовых компаний. ПТД выполняют только организации, имеющие
государственную лицензию. В нашей стране отсутствует конкурентный рынок подобных услуг,
поэтому большинство крупных компаний создает свои проектные и научно-исследовательские
институты нефти и газа (НИПИ). НИПИ обеспечивают проектное сопровождение
месторождений, как головной компании, так и сторонних нефтяных компаний.
Экономической оценкой возможных вариантов разработки занимается отдел экономической
оценки проектов, который рассматривает весь расчётный период разработки отдельных
эксплуатационных объектов и месторождения в целом и выполняет обоснование КИН за период
рентабельной добычи нефти. Таким сроком считается период получения положительных
значений годового дисконтированного потока наличности при условии неотрицательного
накопленного дисконтированного дохода, соответствующего данному периоду.

4.

Нормативные документы.
В условиях рыночной экономики проекты разработки месторождений
рассматриваются как инвестиционные, причём как с точки зрения интересов
инвестора – коммерческого предприятия, так и с точки зрения владельца недр –
государства.
Основными нормативными документами по оценке инвестиционных проектов
в области нефтяной промышленности являются:
Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных
проектов / Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ, ГК по
строительству, архитектуре и жилищной политике. 2-я редакция. - М.: Экономика,
2000. - 421 с.
Приказ Минприроды России от 28.12.2015 №564 об утверждении «Требований
к составу и правилам оформления представляемых на государственную
экспертизу материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов»
Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки
месторождений
углеводородного
сырья:
утверждены
распоряжением
Минприроды России от 18.05.2016 г., № 12-р.
Приказ Минприроды России от 14.06.2016 N 356 (ред. от 20.09.2019) "Об
утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья«
Для месторождений трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов могут быть
утверждены дополнительные документы

5.

Показатели экономической оценки вариантов разработки
Целью технико-экономической оценки нефтегазового инвестиционного
проекта является рассмотрение многовариантных технологических
решений и обоснование наиболее рационального варианта разработки
месторождения, отвечающего критерию достижения максимального
экономического эффекта при условии обеспечения возможно более полного
извлечения из пластов запасов нефти в рамках действующей налоговой
системы, Закона РФ «О недрах», содержания лицензионного соглашения
между недропользователем и государственными органами при соблюдении
требований экологии, охраны недр и окружающей среды.
Экономической оценке подлежат технологические варианты разработки,
отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добычи жидкости, вводом
из бурения скважин, объёмом закачиваемой воды, реагентов, способами
эксплуатации и т.д.
Число расчётных вариантов разработки эксплуатационного объекта
составляет (без учёта базового варианта):
а) не менее трёх – в ТСР и дополнениях к ней;
б) не менее двух – в ТПР и в дополнениях к нему;
в) в проекте пробной эксплуатации и дополнениях к нему допускается
рассмотрение одного варианта разработки.

6.

Исходными данными для расчётов экономических показателей
являются:
1) цена реализации на внешнем и внутреннем рынке нефти, попутного
газа, природного газа, конденсата;
2) транспортные расходы на внешнем рынке;
3) налоги и платежи (НДС, НДПИ, экспортная пошлина, налог на
имущество, налог на прибыль, ЕСН, страхование от несчастных случаев и
профзаболеваний, плата за землю);
4) капитальные вложения (бурение скважин, промысловое обустройство,
природоохранные мероприятия и прочие непредвиденные затраты);
5) эксплуатационные затраты (обслуживание скважин, сбор и
транспортировка нефти и газа, капитальный ремонт скважин, стоимость
мероприятий по увеличению нефтеотдачи, затраты на обслуживание
установок, нефте- и газопроводов, стоимость электроэнергии, стоимость
агента для закачки в пласт);
6) дополнительные данные (оценка основных фондов по остаточной
стоимости, норма амортизационных отчислений, удельный расход
электроэнергии, среднемесячная зарплата одного рабочего, курс доллара и
норма дисконта).

7.

В качестве основных экономических критериев, характеризующих эффективность
разработки нефтяных месторождений, приняты следующие показатели:
1. Чистый дисконтированный доход (ЧДД), или дисконтированный поток наличности, –
сумма прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину
капиталовложений (инвестиций), направляемых на освоение месторождения.
где NPV (net present value) – дисконтированный поток денежной наличности;
Пt – прибыль от реализации в t-м году;
T
Аt – амортизационные отчисления в t-м году;
Пt At Kt
Кt – инвестиции в разработку месторождения в t-м году;
NPV
Ен – норматив дисконтирования, д. ед.;
1 Eн t t p
t
1
t, tр – соответственно текущий и расчётный год.
Другое название показателя - чистая приведённая стоимость.
Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение ЧДД (NPV) за проектный срок
разработки.
Вариант разработки с отрицательным ЧДД пользователя недр признаётся нерентабельным.
2. Прибыль от реализации – совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину
производственных (эксплуатационных) расходов с включением в них амортизационных
отчислений и обшей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды.
где П – прибыль от реализации продукции;
Т – расчетный период оценки деятельности предприятия;
Вt – выручка от реализации продукции в t-м году;
Рt – производственные расходы в t-м году;
Ен – норматив дисконтирования, д. ед.;
t, tр – соответственно текущий и расчётный год.
T
П
Вt Pt
t t p
t 1 1 Eн
Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти
на объём добычи:
где Цнt – цена реализации нефти в t-м году;
Qнt – добыча нефти в t-м году.
Bt Цнt Qнt

8.

3. Индекс доходности инвестиций (PI) характеризует экономическую
отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарного
приведённого потока наличности (прибыль от реализации и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объёму капитальных вложений. Если PI > 1, вариант эффективен, если PI < 1- вариант
разработки нерентабелен.
где
Пt – прибыль от реализации в t-м году;
Аt – амортизационные отчисления в t-м году;
Кt – инвестиции в разработку месторождения в
t-м году;
Ен – норматив дисконтирования, д. ед.;
t, tр – соответственно текущий и расчётный год.
T
Пt At / 1 Eн t t p
PI t 1 T
t t p
K
/
1
E
t
н
t 1
4. Индекс доходности затрат (коэффициент «выгоды / затраты») представляет собой отношение дисконтированных притоков (выручки) к
дисконтированным оттокам (сумме капитальных и производственных затрат, налоговых отчислений).

9.

5. Окупаемость капитальных вложений определяется количеством лет, по
истечении которых начальные негативные значения накопленной денежной
наличности полностью компенсируются последующими её положительными
значениями. Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее
рассматриваемый вариант разработки.
где
Пt – прибыль от реализации в t-м году;
Пок – период возврата вложенных средств, лет.
Аt – амортизационные отчисления в t-м году;
Кt – инвестиции в разработку месторождения в t-м году;
Ен – норматив дисконтирования, д. ед.;
t, tр – соответственно текущий и расчётный год.
Пок
Пt At Kt 0
1 E t t p
н
t 1
6. Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) определяется
вычислением такого переменного норматива дисконтирования, при котором
величина суммарного потока денежной наличности за расчётный срок равна нулю.
T
Пt At Kt 0
1 IRR t t p
t 1
Данный показатель представляет собой ту норму дисконта, при которой сумма чистого
дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, то есть капиталовложения окупаются. Если
расчётный показатель IRR равен или больше процентной ставки, инвестиции в данный проект
являются оправданными.
Для расчёта дисконтированных показателей экономической эффективности ставка
дисконтирования принимается на уровне 15% в реальном выражении.

10.

7. Доход государства – совокупность налогов и платежей, отчисляемых
в бюджетные фонды страны.
При определении экономически обоснованного значения КИН
рентабельным сроком эксплуатации объекта принят тот период времени,
в течение которого значения накопленного чистого дисконтированного
дохода (NPV) имеют вид положительно возрастающей функции до точки
достижения её максимума.
Или: рентабельный срок разработки определяется как часть проектного
срока (начиная с первого проектного года) разработки эксплуатационного
объекта, в течение которого достигается максимальное положительное
значение чистого дисконтированного дохода (ЧДД).
Рекомендуемый вариант разработки определяется как вариант разработки с максимальным значением интегрального показателя эффективности Топт(i), рассчитанного в соответствии с «Методическими
рекомендациями по подготовке технических проектов разработки
месторождений углеводородного сырья» (2016 г.).

11.

Определение рекомендуемого варианта разработки
эксплуатационного объекта с максимальным значением
интегрального показателя эффективности Топт(i)
Для всех вариантов разработки ЭО выполняется условие увеличения ЧДД пользователя недр по сравнению с
ЧДД пользователя недр для Базового варианта разработки (кроме случаев рассмотрения вариантов
разработки газового или газоконденсатного ЭО со снижением уровня добычи природного газа в Базовом
варианте разработки):
NPVБВ<NPNО1<NPVО2< NPVО3
Где:
NPVБВ – ЧДД пользователя недр для Базового варианта разработки;
NPVО1 – ЧДД пользователя недр для Опции 1
NPVО2 – ЧДД пользователя недр для Опции 2
NPVО3 – ЧДД пользователя недр для Опции 3.
Общим принципом определения рекомендуемого варианта разработки ЭО является расчет
интегрального показателя Топт(i) для каждого варианта разработки ЭО:
Топт(i) = НNPV(i) + НДДГ(i); Максимально может быть равен 2
НNPV(i) = NPV(i) / макс (NPV1…NPVn);
НДДГ(i) = ДДГ(i) / макс (ДДГ1…ДДГn);
Где
НNPV(i) – нормированный ЧДД пользователя недр i-го варианта разработки ЭО для категорий запасов
А+В1+В2;
НДДГ(i) – нормированный накопленный дисконтированный доход Государства для i-го варианта разработки ЭО
для категорий запасов А+В1+В2;
NPV(i) – ЧДД пользователя недр для i-го варианта разработки ЭО для категорий запасов А+В1+В2;
NPV1…NPVn – ЧДД пользователя недр для вариантов разработки ЭО для категорий запасов А+В1+В2;
ДДГ(i) – накопленный дисконтированный доход государства для i-го варианта разработки ЭО для категорий запасов
А+В1+В2;
ДДГ1…ДДГn – накопленные дисконтированные доходы Государства для вариантов разработки ЭО для категорий
запасов А+В1+В2;
i – номер варианта разработки ЭО;
n – количество вариантов разработки ЭО.

12.

Определение рекомендуемого варианта разработки
эксплуатационного объекта с максимальным значением
интегрального показателя эффективности Топт(i)
Топт(i) = НNPV(i) + НДДГ(i); Максимально может быть равен 2
НNPV(i) = NPV(i) / макс (NPV1…NPVn);
НДДГ(i) = ДДГ(i) / макс (ДДГ1…ДДГn);
В формуле расчета Топт(i) в настоящее время не учитываются коэффициенты НКИН(i), НКИГ(i),
НКИК(i), характеризующие коэффициенты извлечения УВС.
Показатели ЧДД пользователя недр и накопленный дисконтированный доход Государства (далее ДДГ) рассчитываются за рентабельный срок разработки.
Вариант разработки ЭО, нерентабельность которого (отрицательное значение ЧДД пользователя
недр) обоснована в ПТД, исключается из выбора рекомендуемого варианта разработки при расчете
Топт(i).
Таким образом, для расчета НДДГ(i) и НNPV(i) соответствующие показатели ДДГ(i) и NPV(i) для i-го
варианта разработки ЭО нормируются (делятся) на соответствующие максимальные значения среди
вариантов разработки ЭО рассчитанные в ПТД.
Топт(i) округляется до третьего знака после запятой.
Рекомендуемый вариант разработки определяется, как вариант разработки с максимальным
значением показателя Топт(i).
В случае равенства Топт(i) для двух и более вариантов разработки ЭО анализируются
коэффициенты извлечения УВС за рентабельный срок разработки.
Сопоставительный анализ технико-экономических показателей эффективности вариантов
разработки ЭО и выбор рекомендуемого варианта разработки ЭО проводится без учета техникоэкономических показателей разработки участков ОПР в границах ЭО.
В случае отсутствия рентабельных вариантов разработки месторождения в целом (отрицательное
ЧДД пользователя недр для всех вариантов разработки для всех ЭО) рекомендуемый вариант
разработки отдельных ЭО определяется как вариант разработки данных ЭО с максимальным ЧДД
пользователя недр.

13.

Помимо оценки экономических показателей разработки, экономическая
часть проектного документа содержит:
оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат капитальные вложения рассчитываются по годам ввода месторождения в
разработку до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами
этого срока (при необходимости). Расчёт капитальных вложений в объекты
нефтепромыслового обустройства производится в соответствии с объёмными технологическими показателями по каждому варианту разработки и
удельными затратами в разрезе отдельных направлений;
характеристику налоговой системы экономическая оценка вариантов разработки проводится в соответствии
с налоговой системой, установленной в законодательном порядке;
источники финансирования капитальных вложений к их числу могут быть отнесены собственные средства предприятия
(прибыль, амортизационные отчисления), а также заёмные. На инвестирование могут быть направлены акции предприятия;
анализ чувствительности проекта –
экономические риски в проектных документах оцениваются анализом
чувствительности основных показателей эффективности к изменению
различных факторов (цена нефти, налоговые ставки, цены на оборудование,
сырьё, материалы и др.). Цель - определить, какие параметры оказывают
наиболее критическое воздействие на экономическую жизнеспособность
проекта.

14.

Основные направления капитальных и эксплуатационных затрат
Основными направлениями капитальных затрат при разработке нефтяных
месторождений являются затраты на бурение и обустройство скважин, на
внутрипромысловое обустройство месторождений, а также затраты природоохранного
назначения.
Нормативы капитальных затрат разрабатываются проектной организацией для каждого
месторождения и периодически уточняются.
Зная нормативы затрат и технологические параметры проекта (тип скважин, количество
метров проходки, количество добывающих и нагнетательных скважин, вводимых из бурения),
можно рассчитать объём необходимых капитальных вложений по годам и за весь
проектируемый период в целом.
Эксплуатационные затраты включают в себя расходы, связанные с производством и
реализацией продукции (материальные расходы, расходы на оплату труда, сумму
начисленной амортизации, прочие расходы), а также некоторые обязательные налоги и
платежи, которые снижают налогооблагае-мую базу для исчисления налога на прибыль.
Учитываются также затраты на применение современных технологий интенсификации
добычи нефти, затраты на новые технологии вскрытия пласта, расходы на ликвидацию
скважин, а также по переводу скважин с одного горизонта на другой и из категории
добывающих в нагнетательные.
Эксплуатационные затраты условно можно разделить на 2 группы: зависящие от
объема добываемой нефти или жидкости (условно-переменные) и не зависящие от этих
технологических показателей (условно-постоянные).

15.

Основные направления капитальных и эксплуатационных затрат
Группы эксплуатационных затрат
К условно-переменным затратам относятся затраты, связанные с
извлечением жидкости насосами (т.е. затраты на электроэнергию, ЛЭП и т.п.),
затраты по искусственному воздействию на пласт, затраты по сбору и
транспортировке нефти (трубы, дороги и т.п., а также затраты по
технологической подготовке нефти и систему сбора.
К условно-постоянным относятся затраты по обслуживанию скважин,
общепроизводственные и цеховые расходы.
При расчёте эксплуатационных затрат (как и капитальных) в проектах
разработки также используется нормативный метод.
Нормативы эксплуатационных затрат связаны с:
извлечением жидкости насосами, руб./т жидкости;
искусственным воздействием на пласт, руб./м3;
сбором и транспортировкой нефти, руб./т жидкости;
технологической подготовкой нефти, руб./т жидкости;
обслуживанием скважин, тыс. руб./скв.-год;
общепроизводственными и цеховыми расходами.
Эксплуатационные затраты, рассчитанные на единицу продукции,
называются производственной себестоимостью продукции.

16.

Основы налогообложения нефтедобывающих предприятий
Экономическая оценка вариантов разработки выполняется в соответствии с действующей в РФ
налоговой системой. Основным документом для расчёта налогов является Налоговый Кодекс
Российской Федерации.
При расчёте экономических показателей должны быть учтены следующие виды налогов и
платежей:
- налог на добавленную стоимость исчисляется от цены реализации нефти ;
- налог на имущество учитывается в расчётах в размере, не превышающем 2,2 % от
среднегодовой стоимости основных фондов;
- налог на прибыль исчисляется от дохода, остающегося после компенсации затрат на
производство и реализацию продукции,
- вывозная таможенная пошлина рассчитывается в зависимости от цены реализации нефти на
внешнем рынке.
От фонда оплаты труда исчисляется единый социальный налог (ЕСН).
Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) введён в действие Налоговым Кодексом РФ с 1
января 2002 года.
НДПИ = Кц ∙ Нб − Дм
Кц – коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть;
Нб – базовая ставка НДПИ, руб./т;
Дм – коэффициент, учитывающий особенности (уровень сложности) добычи.
Коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть (Кц), определяется
ежемесячно по формуле:
Кц = (Ц – 15) x Р / 261
где Ц – средний за налоговый период уровень цен нефти сорта Urals, долл./барр.; 15
долл./барр. – так называемая цена «отсечения», при которой НДПИ не взимается;
Р – среднее значение за налоговый период курса доллара США к рублю Российской
Федерации, устанавливаемый Центральным банком Российской Федерации, руб./долл.
Значение Ц определяется как сумма средних арифметических цен покупки и продажи на
мировых рынках нефтяного сырья (средиземноморском и роттердамском) за все дни торгов,
делённая на количество дней торгов в соответствующем налоговом периоде.
Базовая ставка НДПИ Нб устанавливается законодательно.
Дм – самый сложный элемент, состоящий из большого числа компонентов. Его суть в учёте
различных коэффициентов, характеризующих степень выработанности конкретных участков
и залежей, а также величины запасов конкретных участков недр, степени сложности добычи,
географии региона и свойств нефти (в том числе, сверхвязкой).
Основными факторами изменения НДПИ можно считать цены на нефть Urals и курс доллара
США.

17.

Основы налогообложения нефтедобывающих предприятий
С 1 января 2019 г.: стартовал пилотный проект нового налога — Налога на дополнительный
доход (НДД). Предполагается, что налогооблагаемой базой для нового сбора будет не добыча
компаний в натуральном эквиваленте, а выручка от продажи углеводородов за вычетом
определённых затрат, связанных с добычей, подготовкой и транспортировкой углеводородного
сырья.
Проект налога введён для нескольких месторождений, а ставка установлена в размере 50%.
НДД должен снизить взимаемый НДПИ вплоть до 40% для рада месторождений и сделать
инвестиции в разработку низкопродуктивных залежей и трудноизвлекаемых запасов экономически
обоснованными, что поддержит объёмы добычи. Нужно отметить, что НДД не может применяться ко
всем месторождениям.
Объекты внедрения НДД:
1) новые участки недр Якутии, Иркутской области, Красноярского края, Ненецкого АО,
Каспийского моря и некоторых других территорий (за исключением новых морских месторождений)
со степенью выработанности запасов нефти не более 5%;
2) участки недр, в отношении которых применяется нулевая ставка вывозной таможенной
пошлины;
3) зрелые участки недр Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, республики Коми со степенью
выработанности запасов нефти не менее 20% и не более 80%. Совокупная добыча из этих участков
недр не может превышать 15 млн. тонн (за 2016 год);
4) новые участки недр Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, республики Коми со степенью
выработанности запасов нефти не более 5%. Совокупные запасы на этих участках недр не могут
превышать 51 млн. тонн, в то время как запасы каждого отдельного участка недр должны превышать
10 млн. тонн (по проекту).
В случае получения позитивных результатов от введения нового налога, НДД может получить
более широкое распространение, а объёмы взимания НДПИ снизятся.

18.

Закон о Недрах
Закон о недрах принят в феврале 1992 г., в последующем в него вносились поправки.
Закон регулирует отношения, возникающие в процессе изучения, использования и охраны недр
территории Российской Федерации, её континентального шельфа и морской исключительной
экономической зоны, а также отходов горнодобывающего и связанных с ним перерабатывающих
производств, торфа, сапропелей и иных специфических минеральных ресурсов.
Недра – это часть земной коры, расположенной ниже почвенного слоя и дна водоемов,
простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения.
Используемые участки и неиспользуемые части недр в пределах государственных границ
Российской Федерации составляют Государственный фонд недр, распоряжение которым
осуществляется в интересах народов Российской Федерации. Определена компетенция Российской
Федерации, ее субъектов и муниципальных образований в сфере регулирования отношений
недропользования.
Пользователями недр (за исключением использования для добычи радиоактивного сырья)
могут быть субъекты предпринимательской деятельности независимо от форм собственности, в
том числе юридические лица и граждане других государств, если иное не предусмотрено
законодательными актами Российской Федерации.
Недра предоставляются в пользование на основании лицензии на определённый срок (от 5
до 25 лет – в зависимости от вида пользования) или без ограничения срока. Определены
основания прекращения этого права.
Пользование недрами является платным (за исключением случаев освобождения от платы
отдельных категорий пользователей). Система платежей включает в себя: платежи за право на
пользование недрами; отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы; сбор за выдачу
лицензий; акцизный сбор; платежи за пользование акваторией и участками морского дна. Кроме
того, пользователи недр уплачивают налоги, сборы и другие платежи, предусмотренные
законодательством: за землю, за геологическую информацию и т.д.
Закон содержит правовые и экономические основы комплексного рационального использования
и охраны недр. За его нарушение предусматривается уголовная и административная
ответственность.

19.

Основные риски нефтегазовой компании
Учёт рисков при проектировании
Риски
Важнейшим направлением совершенствования анализа проектов,
нефтегазодобывающего
предприятия, основанные на реализуемых в нефтяном секторе в современных условиях, является
внутренних факторах, это:
учёт факторов риска и поиск способов повышения их адаптивности.
1)
производственноРиск представляет собой вероятность возникновения убытков или
технологический
риск,
который
связан недополучения доходов по сравнению с прогнозируемым вариантом.
Все риски нефтегазовой компании делятся на две группы:
непосредственно
с
производственной
внутренние и внешние (показано на схеме).
деятельностью предприятия и
может выражаться в виде
аварий,
бракованной
продукции,
нарушения
графика поставок;
2) экологический риск –
возможность
вредного
воздействия на окружающую
среду.
Риски
нефтегазодобывающего
предприятия, основанные на
внешних факторах, это:
1) геологический риск – это
риск связанный с возможными
осложнениями при добыче
вследствие
особенностей
строения залежей, которые
как правило выявляются уже
на стадии промышленной
эксплуатации
2)
природный
риск
–
неопределённость природноклиматических условий.

20.

Рыночный риск нефтегазовой компании включает риск неуспеха при внедрении инноваций,
риск падения цен, неблагоприятного изменения конъюнктуры. Поступления денежных средств,
доходность и будущий уровень роста в значительной степени зависят от существующих цен на
нефть и нефтепродукты. На протяжении многих лет цены на сырую нефть и нефтепродукты были
относительно высокими, но в последние годы произошло их существенное снижение. Как показано
на рисунке, цены на нефть и нефтепродукты изменяются разнонаправлено.
Динамика цен на нефть и
нефтепродукты
Основные
финансовые
риски
для
компаний
нефтегазовой отрасли связаны с колебаниями валют,
инфляцией, а также конъюнктурой на финансовых рынках и
стабильностью банковской системы. Компании подвержены
рискам неблагоприятного изменения валютных курсов,
основным из которых является колебание рубля по
отношению к доллару США. Это связано с тем, что
значительная доля доходов компаний выражена в долларах
США, тогда как большая часть расходов выражена в рублях.
Негативное влияние на финансовое положение
компании может оказывать уровень инфляции.
Динамика курса доллара США
Предсказать критический уровень
инфляции не представляется возможным, поскольку кроме уровня потребительских цен необходимо учитывать изменение реальной покупательной способности рубля, конъюнктуру на российском и международном рынках нефти, а
также рынке материалов и услуг для
нефтяной отрасли, и дальнейшую политику государства в отношении тарифов.

21.

Инвестиционные проекты в нефтяной отрасли относятся к высоко рискованным, так как вероятность отклонения реальных параметров разработки месторождения от проектируемых довольно велика (до 75% вероятность неудачи).
Одним из наиболее популярных методов оценки риска в рамках проектов
обустройства и разработки месторождений углеводородного сырья является
анализ чувствительности. Риск в данном методе определяется как чувствительность проекта к варьированию ключевых показателей (изменение цен,
капитальных вложений, налогов). Под итоговыми показателями реализации
проекта понимаются NPV (чистый дисконтированный доход), срок окупаемости,
внутренняя норма доходности.
Анализ рисков выполняется по стандартизированному варианту разработки и
представляет собой анализ отклонений полученных данных от первоначальных
значений. Отклонение показателей эффективности в зависимости от изменения
одного из основных параметров (при неизменных значениях всех других),
показывает проводимая серия расчётов. Изменение таких факторов, как объём
добычи нефти, цена реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках, объём
капитальных вложений, объём текущих затрат отражается на эффективности
проекта. Условно принято считать: факторы риска − это допустимые отклонения от
принятых значений в расчётах. Значения факторов риска, при которых ЧДД
остаётся положительным, находятся в пределах ±20% до ±40%. Если значение
ЧДД оказывается отрицательным, рекомендовано подобрать условия безубыточности разработки: увеличение добычи нефти за счёт применения современных
технологий, возможность снижения затрат, налогового стимулирования.