USD 71.2298

0

EUR 80.2689

0

BRENT 42.94

-0.33

AИ-92 43.29

+0.02

AИ-95 47.37

+0.02

AИ-98 52.85

-0.02

ДТ 47.81

+0.01

26 мин
140
0

Экономические проблемы разработки УВ месторождений

При проектировании разработки месторождений углеводородного сырья возникает ряд важных экономических проблем. Главная из них – это согласование интересов недропользователя, государства и общества. Под этим углом зрения рассматриваются задачи установления рациональных сроков разработки месторождения, выбора лучшего варианта проекта, ликвидации объектов месторождения в конце его разработки, формирования механизмов создания и использования ликвидационного фонда. Обосновывается необходимость проектирования организационно-экономического механизма реализации проекта разработки месторождения и его последующей ликвидации.

Разработка месторождений как объект государственного регулирования

Разработка месторождений полезных ископаемых (МПИ) является важным предметом государственного регулирования. Это обусловлено не только большим (в 2018-2019 гг. – 21-22%) вкладом этого сектора экономики в консолидированный бюджет, но и тем, что сами МПИ являются объектами государственной собственности. В таком случае важной задачей государства является формирование такого организационно-экономического механизма разработки МПИ, который обеспечивал бы наиболее эффективное использование богатств недр в условиях неполной и неточной информации о характеристиках процесса дальнейшей разработки месторождения. При этом возникают такие экономические проблемы, как выбор наиболее эффективного варианта проекта (продолжения проекта) и обеспечение своевременной ликвидации объектов месторождения в конце его разработки. В этой статье рассматриваются возможные пути решения этих проблем, в том числе – с учётом специфики проектов разработки месторождений углеводородного сырья (УВС).

Эффективность – для кого?

Как только речь заходит об оценке или повышении эффективности какой-то деятельности, сразу же возникает вопрос: с чьих позиций эта эффективность оценивается? Ведь деятельность, эффективная для какого-либо субъекта, может рассматриваться как неэффективная или просто вредная для какого-то другого субъекта. В теории и мировой практике оценки эффективности инвестиционных проектов принято выделять три вида эффективности: коммерческую, бюджетную и общественную [1,2].

Коммерческая (в западной литературе – финансовая) эффективность оценивается с позиций коммерческих структур, участвующих в реализации проекта. По сути, она отражает вклад проекта в рыночную стоимость соответствующего экономического субъекта. Естественно, что для разных фирм-участников одного проекта эффективность участия в этом проекте будет разной.

Бюджетная эффективность оценивается с позиций государственного бюджета и отражает влияние проекта на доходы и расходы бюджета. Однако государственных бюджетов в стране много: федеральный, субъектов Федерации, муниципальные, бюджеты внебюджетных фондов (ФОМС, ФСС и др.). Соответственно, для каждого из этих бюджетов эффективность одного и того же проекта будет разной. В российской практике оценивают эффективность проекта либо для консолидированного, либо для федерального бюджета, либо для бюджета расширенного правительства (включающего и внебюджетные фонды).

Общественная (социально-экономическая, в западной литературе – social) эффективность оценивается с позиций общества, страны в целом или, как говорили раньше, народного хозяйства. По сути, она отражает вклад проекта в прирост благосостояния общества, т.е. стоимостную оценку всех благ, получаемых обществом от реализации проекта, за вычетом стоимости всех затраченных при этом ресурсов. Важно, что при её оценке не учитываются трансфертные платежи взаиморасчеты между участниками проекта, например, между компаниями, банками и бюджетами всех уровней (такие взаиморасчеты не изменяют общей суммы получаемых обществом благ и рассматриваются как «перекладывание денег из одного кармана в другой»).

Основным показателем каждого вида эффективности проекта является (интегральный) эффект – сумма дисконтированных выгод от проекта за весь срок его реализации. Естественно, что при оценке каждого вида эффективности принимаются в расчет выгоды и ставки дисконтирования соответствующего экономического субъекта – фирмы, бюджета и общества (общественная ставка меньше коммерческой). Отметим, что в разных источниках указанный показатель эффекта именуется по-разному, например, чистый дисконтированный доход проекта или даже чистая текущая стоимость проекта (хотя проекты, в отличие от проектной документации, не продаются и никакой стоимости у них нет).

Принципы и методы оценки разных видов эффективности изложены в [1,2], но мы не будем пока на этом останавливаться. Важнее другое: до сих пор остаётся неясным, какой именно из указанных видов эффективности должен быть положен в основу системы государственного регулирования недропользования.

Действовавшая в СССР система регулирования в целом ориентировала всех участников проекта на повышение его народнохозяйственной экономической эффективности. В то же время при решении «более частных» вопросов приоритет отдавался интересам органов отраслевого управления. Поэтому, например, недостаточно внимания уделялось экологическим последствиям реализации проекта, на первом плане стояло увеличение объёмов добычи и т.д.

В условиях перехода к рыночной экономике об эффективности проектов стали думать, прежде всего, частные инвесторы. Соответственно критерием выбора проектов (или вариантов одного проекта) стала коммерческая эффективность. Естественно, что пришедшие во власть представители крупного бизнеса стали добиваться, чтобы и проекты, осуществляемые при государственном участии, также отбирались по коммерческим критериям. Правда, тогда становилась невыгодной технологически возможная разработка некоторых эксплуатационных объектов месторождений, и недропользователи стали требовать предоставления налоговых льгот, а у государства возникла потребность в оценке бюджетной эффективности вариантов проекта. При этом налоговые льготы, наряду с проектами социальной и экологической направленности, стали рассматриваться финансовыми властями как печальные исключения из «общего правила», которые желательно минимизировать. Между тем, уклониться от реализации социальных и экологических проектов государство не могло, чтобы не вызвать массового общественного недовольства. Отметим в связи с этим, что Мировой банк (МБ) и Азиатский банк реконструкции и развития (АБРР) поддерживают подобные проекты в разных странах, если их инициаторы расчетами подтвердят их высокую общественную эффективность. К тому же основные принципы и методы оценки общественной эффективности, изложенные в [1,2], базируются на наилучшей мировой практике и соответствующих документах МБ и АБРР.

Ориентация на реализацию только коммерчески эффективных проектов («борьба за привлечение инвесторов») в России имела и негативные последствия. При государственной экспертизе проектов перестали обращать внимание на возможные социально-экономические последствия. В результате оказалось, что реализация многих проектов (например, в жилищном строительстве) привела к массовому недовольству населения, и государство было вынуждено применять, по сути, административные меры для их прекращения. Подобные ситуации вынуждают систему государственного управления в России постепенно переходить к учёту не только коммерческой, но и общественной эффективности проектов.

В сфере недропользования вопрос о критериях выбора вариантов проектов в разное время решался по-разному. Вначале выбор рациональных вариантов разработки месторождений УВС производился с учётом показателей коммерческой эффективности (чистый дисконтированный доход недропользователя) и коэффициента извлечения нефти (КИН), который в определенной степени отражал интересы общества к эффективному использованию запасов УВС. Затем стали учитывать бюджетный эффект и, наконец, ввели для месторождений УВС никем в мире не используемый экономически и математически необоснованный критерий Топт, якобы учитывающий интересы недропользователя и государства. Его основные недостатки были указаны в [3,4] и др., и мы не будем их перечислять. Между тем, осуществляя от имени общества функции управления национальной экономикой, государство должно исходить из интересов общества, а при выборе вариантов проектов разработки МПИ учитывать и их общественную эффективность, что, конечно, не предполагает идеальности официальной методики [1] её оценки.

Проблема согласования интересов

Какой бы критерий ни был принят государством для выбора утверждаемого варианта проекта разработки МПИ, он никогда не будет в полной мере отвечать интересам всех участников проекта. При этом может оказаться, что для некоторых субъектов утвержденный вариант окажется неэффективным. Тогда они попытаются принять все доступные им меры для того, чтобы не допустить его реализации или изменить проект в «нужную для них» сторону (например, найдутся причины, чтобы использовать иную сетку скважин, не применять предусмотренные в проекте МУН, добывать больше из одних залежей и меньше – из других). Чтобы такого не произошло, необходимо, чтобы бюджет и все участвующие в проекте фирмы получали положительный эффект от реализации проекта. Обеспечить это, в принципе, можно, подобрав подходящий организационно-экономический механизм реализации проекта, под которым мы понимаем описание основных элементов всей системы взаимоотношений участников проекта (включая, конечно, и недропользователя и государство).

О том, что большинство крупных государственных инвестиционных проектов не реализуется вообще или реализуются совсем не в том виде, в каком они намечались, не знает только ленивый. Менее известно, что причины этого выявлялись ещё на стадии их государственной экспертизы. И состояли они в том, что в представленных на экспертизу проектных материалах никогда не приводился (с необходимыми обоснованиями) организационно-экономический механизм реализации проекта. Действующие требования к составу проектной документации не предусматривают этого и сейчас. Видимо, при утверждении этих требований чиновники считали, что возникающие в ходе реализации проекта проблемы надо решать тогда, когда они возникнут. К сожалению, как правило, оказывается, что именно в этот момент решить их не удаётся. Более того, многие проектные технические и технологические решения зависят от того, как будут решены некоторые возникающие в будущем проблемы. Приведем упрощенный пример.

Проект разработки нефтяного месторождения предполагается осуществлять в условиях действующей налоговой системы. Этому отвечает определённый «наилучший» вариант разработки, определённые сроки рентабельной разработки, объём извлекаемых запасов нефти и КИН. Допустим теперь, что организационно-экономический механизм проекта предусматривает применение пониженной ставки НДПИ с момента достижения определенного уровня КИН. В этом случае становится выгодным в прежнем «наилучшем» варианте продолжать разработку дольше и увеличить общие объемы добычи. Более того, если бы недропользователь с самого начала знал о снижении ставки НДПИ с момента достижения определенного уровня КИН, то оптимальным для него мог оказаться какой-то иной вариант разработки.

По нашему мнению, проекты разработки месторождений УВС должны обязательно предусматривать организационно-экономический механизм их реализации, обеспечивающий выгодность соблюдения недропользователем основных проектных решений и невыгодность отступлений от них. Тогда недропользователь, по сути, в обмен на своё согласие реализовать утверждённый вариант проекта получает обязательство государства по предоставлению ему необходимой поддержки в определенных возможных в будущем ситуациях. При этом организационно-экономический механизм утверждённого проекта становятся как бы «внутренним законодательством» этого проекта, дополняющим (с согласия сторон) «официальное» законодательство в части, касающейся выполнения определенных технических и технологических проектных решений. Обеспечить же необходимое согласование интересов недропользователя и государства административными методами – приказами или инструкциями – нельзя, такой результат может быть достигнут только экономическими мерами.

Разумеется, в связи с появлением новой информации утверждённый ранее проект разработки месторождения должен уточняться. По существу, после первого же уточнения он превращается в проект продолжения разработки, который может потребовать корректировки некоторых проектных решений. Однако по мере реализации проекта «поле» таких корректировок сужается, поскольку изменить некоторые из ранее принятых проектных решений оказывается практически невозможным.

Выше говорилось, что для реализации проекта в полном объеме необходимо, чтобы его реализация обеспечивала бы недропользователю получение положительного коммерческого эффекта. На это нацелены и действующие инструкции. Однако более внимательный анализ показывает, что этого недостаточно! И дело не только в том, что в ходе реализации могут поменяться «внешние условия» (цены, ставки налогов, доступные технологии добычи, информация о разрабатываемом месторождении и др.). Ведь недропользователь, даже заинтересованный в выполнении проекта, при принятии решений «смотрит в будущее». И если у него появляется возможность отступить от проекта или выйти из него, он будет выяснять, даст ли это ему дополнительные выгоды. А для этого он должен сопоставить коммерческие эффекты от соответствующего варианта продолжения проекта, суммируя дисконтированные (к текущему году) чистые доходы, генерируемые этим вариантом проекта за весь предстоящий период его реализации [2]. И, если коммерческий эффект продолжения проекта окажется отрицательным, ему станет выгодным отступить от проектных решений или вообще прекратить разработку месторождения. Подобные ситуации вполне возможны.

Пусть, например, за 1 или 2 года до истечения проектного срока разработки на одной из скважин возникает аварийная ситуация, связанная с отказом скважинного оборудования. Здесь (по проекту) надо было бы провести капитальный ремонт скважины, однако это требует относительно больших затрат, которые «не окупятся» за оставшийся небольшой период последующей эксплуатации. Поэтому ремонтировать скважину не будут, из-за чего изменится динамика добычи нефти из соседних скважин.

Сходная ситуация возникает, когда месторождение находится на завершающей стадии разработки, а фонд для финансирования ликвидационных работ не был ранее создан. Здесь недропользователь, зная, что ему придется в ближайшие годы за свой счет финансировать такие работы, постарается свернуть свою деятельность, вывести активы, а в последнем году разработки объявить себя банкротом.

Отметим, что недропользователь, ведущий себя экономически рационально, будет принимать решения, повышающие рыночную стоимость компании, т.е. дающие положительный коммерческий эффект. Но, если это условие выполнялось в начале разработки, то отсюда не следует, что так будет и в последующие годы. Поэтому уже на стадии проектирования целесообразно убедиться, что в рекомендуемом варианте проекта в каждом году проектного периода эффект продолжения проекта будет положительным. А такое требование иногда может нарушаться. Мы видим два возможных выхода из подобных ситуаций:

Проще всего здесь было бы отбросить соответствующий вариант проекта. Логика здесь простая: зачем рекомендовать такой вариант разработки МПИ, который через некоторое время станет невыгодным недропользователю. Правда, при этом рекомендовать придётся какой-то другой из рассмотренных проектировщиками вариантов, менее эффективный для общества (например, вариант, не предусматривающий разработку некоторых эксплуатационных объектов).

К сожалению, иногда может оказаться, что все технологически разумные варианты разработки МПИ не удовлетворяют указанному требованию, либо дают слишком низкий общественный эффект. В таких случаях придется скорректировать организационно-экономический механизм реализации проекта. 

Обычно сделать это можно, предусмотрев определенные меры государственной поддержки, например, налоговые льготы. Но тогда государство оказывается перед выбором:

• согласиться предоставить недропользователю (через 4 года) необходимую поддержку, закрепив это обязательство в лицензионном соглашении. Тогда проект в полном объеме будет выполнен;

• отказать недропользователю в поддержке. Тогда разработка месторождения по утвержденному проекту через 4 года прекратится (для чего всегда найдутся предлоги), а часть технологически извлекаемых запасов «останется в земле», не говоря уже о подвисшем вопросе проведения ликвидационных работ.

Ситуации, когда в отдельные годы эффект продолжения проекта разработки месторождений УВС оказывался отрицательным, наблюдалась нами в ходе проведения государственной экспертизы, однако последствия этого не учитывались при утверждении проектных решений. По нашему мнению, исправить положение можно было бы, рассматривая вопрос о выборе лучших вариантов разработки месторождения и установления сроков разработки с участием представителей Министерства финансов. При этом придётся решать, что лучше – предоставить проекту поддержку и за счет этого добыть больше ценного сырья, либо не предоставлять такой поддержки, нарушая требования законодательства о рациональном использовании богатств недр и снижая в конечном счёте суммарные поступления в бюджет. Заодно специалисты этого министерства, готовящие проекты изменения налогового законодательства, смогли бы убедиться, сколь велики бывают различия между месторождениями УВС, и почему нельзя решать вопрос о предоставлении налоговых льгот разрабатывающим их компаниям, опираясь на пару-тройку геологических характеристик.

Выше мы говорили, что лучшим вариантом проекта будет тот, который обеспечивает наибольший общественный эффект. Однако реализовать такой подход сегодня нереально. И совсем не потому, что расчеты общественной эффективности трудно проводить (о чём всё время говорят некоторые разработчики рекомендаций по выбору наилучших вариантов нефтегазовых проектов). Как раз расчитывать общественную эффективность проекта намного проще, чем коммерческую. Причина в другом – несогласованность представлений Минприроды РФ и Минфина РФ о том, какое поведение недропользователей в большей мере отвечает национальным интересам.

Учитывая это обстоятельство, в настоящее время при рассмотрении и сопоставлении различных вариантов проекта разработки МПИ следует ограничиться только вариантами, обеспечиваюшими недропользователю положительный коммерческий эффект продолжения проекта в каждом году проектного периода (периода рентабельной разработки). Но лучшим из этих оставшихся вариантов следует считать тот, который обеспечивает наибольший общественный эффект.

Ликвидационные работы

Необходимость ликвидировать объекты, созданные при разработке МПИ, вытекает из требований международных соглашений и российского законодательства. Так, Закон РФ “О недрах” содержит требование полной или частичной ликвидации объектов обустройства МПИ по истечении срока действия лицензии или при досрочном прекращении пользования недрами (ст.26).

Очевидно, что ликвидация МПИ сопряжена с относительно большими затратами (по некоторым оценкам – 5-15% затрат на обустройство месторождения), так что к концу разработки недропользователь должен располагать соответствующими средствами. Поскольку к этому моменту продолжение разработки становится невыгодным, то недропользователь не сможет полностью профинансировать ликвидационные работы из прибыли (даже до вычета налогов). Значит, источником финансирования может быть либо государство, либо созданный заблаговременно ликвидационный фонд. Действующее законодательство не обязывает недропользователей такие фонды создавать, и они имеют возможность переложить эту обязанность на государство, уклонившись от проведения ликвидационных работ (например, объявив себя банкротами, как это не раз случалось в других странах). По нашему мнению, необходимо предусматривать создание ликвидационного фонда (ЛФ) в лицензионных соглашениях и организационно-экономическом механизме проектов разработки МПИ. Тогда по каждому проекту понадобится определять, какие конкретно ликвидационные работы придётся проводить, а потом решать, как должен пополняться и использоваться создаваемый для этого фонд.

Казалось бы, вопрос о составе и объёме ликвидационных работ должен решаться в проекте ликвидации МПИ. Но такой проект, да еще на начальной стадии разработки месторождения, никто составлять не будет. Поэтому при утверждении или последущем уточнении проекта разработки МПИ потребуются лишь ориентировочные оценки ликвидационных затрат, которые, разумеется, могут уточняться при получении новой информации. Кроме того, в принципе возможны несколько вариантов ликвидации. А тогда выбор между этими вариантами необходимо делать по тому же критерию общественной эффективности. Так, проведя рекультивацию, можно сделать занятый ликвидируемыми объектами нефтедобычи участок пригодным для выращивания сельскохозяйственных культур – использование такого участка может дать обществу значительный эффект, и к тому же он будет иметь и более высокую рыночную стоимость. Однако, если наземные объекты и следы от разливов нефти не удалить с участка полностью, на нем не смогут расти ни деревья, ни сельскохозяйственные культуры, и он будет непригоден для рекреационных целей. Ликвидационные затраты станут меньше, но ценность участка для общества и его рыночная стоимость упадут. А от выбора лучшего варианта может зависеть рациональный срок прекращения разработки месторождения. Поэтому сравнивать между собой разные варианты ликвидации недопустимо (хотя бы потому, что они отличаются временем начала работ). Для корректной оценки необходимо рассматривать добычу нефти и ликвидацию объектов МПИ как составные части единого проекта использования земельного участка, включающего и разработку месторождения и ликвидационные работы. Только тогда можно выбрать оптимальный вариант для каждого из этих этапов проекта.

Мы сравнивали варианты разработки одного и того же месторождения по критериям коммерческой и общественной эффективности. В результате выяснилось следующее.

Оптимальный с точки зрения общества вариант разработки МПИ и последующей его ликвидации, как правило, предусматривает более длительный период разработки и больший объем извлекаемых запасов, чем любой коммерчески эффективный вариант. Это связано, в том числе, с тем, что при оценке общественной эффективности не учитываются ни налоги, ни отчисления в ЛФ, зато учитываются затраты на выполнение ликвидационных работ в конце разработки. Такой подсчет выгод примерно отвечает ситуации, когда недропользователь не уплачивает налоги, но зато за счет собственных средств финансирует и разработку месторождения и его ликвидацию. Ясно, что тогда ему становится выгоднее проводить ликвидацию позднее и нести некоторое время небольшие убытки, чем сразу осуществлять большие ликвидационные расходы.

Казалось бы, в последние годы реализации оптимального варианта проекта, когда продолжение разработки становится невыгодным недропользователю, государство должно предоставить ему поддержку. Однако российский министр финансов скорее застрелится, чем согласится на реализацию такого общественно необходимого варианта разработки МПИ – для этого потребовалось бы не только освободить недропользователя от налогов в конце разработки, но и компенсировать ему убытки от добычи в этом периоде. Поэтому реально надо рассчитывать на то, что в утверждаемых проектах сроки разработки (и объемы извлекаемых за этот период запасов) будут меньше общественно необходимых. Скорее всего, в них будет принято, что разработка месторождения будет завершена, когда добыча УВ станет убыточной. Тем самым определится и тот момент, когда необходимо начинать ликвидационные работы.

До сих пор мы рассматривали месторождение как единое целое. Между тем, большое месторождение УВС обычно состоит из отдельных эксплуатационных объектов (ЭО), и, казалось бы, каждый такой объект надо ликвидировать отдельно, особенно – если эти ЭО достаточно удалены друг от друга. Однако здесь возникают технические сложности и обычно экономически целесообразно проводить ликвидационные работы сразу для всего месторождения, после отработки всех ЭО, что мы далее и будем предполагать.

Проблемы формирования и использования ликвидационного фонда

Мы видим, что для обеспечения финансирования ликвидационных работ необходимо, чтобы недропользователь заблаговременно создавал и пополнял необходимый для этого запас денежных средств – ликвидационный фонд (ЛФ). А как это должно происходить практически? Казалось бы, здесь всё ясно: недропользователь должен производить отчисления в фонд, там они должны накапливаться до требуемого размера, а потом расходоваться на финансирование ликвидационных работ. Но «в чьих руках» будет этот фонд, кто будет смотреть за правильностью его пополнения и использования?

Если фонд будет государственным, отчисления в него превратятся в своеобразные налоги, а ликвидация объектов месторождения станет обязанностью государства. И мы прекрасно знаем, как в этом случае государство распорядится средствами фонда и обеспечит выполнение утверждённого проекта ликвидационных работ.

Поэтому во многих странах создание ЛФ – обязанность компании-недропользователя, а государство лишь следит за расходованием. Примерно такой порядок установлен в Казахстане, где в соответствии с лицензией на разведку на недропользование компания обязана создать ЛФ для финансирования ликвидации последствий своей нефтегазовой деятельности в течение периода действия контрактов на недропользование. Отчисления в ЛФ должны перечисляться на специальный депозит в любом коммерческом банке Республики Казахстан и использоваться «с разрешения компетентного органа». Конечно, при этом возникает риск того, что к моменту прекращения разработки месторождения или при банкротстве компании средств в фонде не хватит для финансирования ликвидационных работ, и разницу придется покрывать из бюджета. Поэтому США, Великобритания и Норвегия не только установили обязательные требования по проведению ликвидации МПИ, но и предусмотрели определенные финансовые механизмы, снижающие подобные риски. Так, по законодательству Великобритании, при нехватке средств в ЛФ их должны восполнять и компании, которые ранее продали свое участие в проекте.

Таким образом, государство должно не только наблюдать за пополнением, расходованием и сохранностью средств ЛФ, но и регулировать эти процессы, в том числе – и при утверждении организационно-экономического механизма проекта разработки МПИ. Некоторые способы такого регулирования мы изложим ниже.

О сроках создания и методах пополнения ликвидационного фонда

Представляется, что при установлении сроков создания и методов пополнения ЛФ может быть использован опыт заключения соглашений о разделе продукции. В таких соглашениях, как выяснилось, целесообразно предусматривать сроки начала ликвидационных отчислений и правила, позволяющие определять размеры таких отчислений. По нашему мнению, порядок формирования ЛФ должен стать элементом организационно-экономического механизма реализации проектов разработки МПИ и, следовательно, отражаться в проектной документации. Но здесь надо будет учесть, что по ходу реализации проекта меняются «внешние условия» (цены, ставки налогов, новая информация о месторождении, технологии его разработки, объемах ликвидационных работ, доходности финансовых инструментов и др.). Поэтому указанный порядок, в отличие от закрепленного в СРП, должен быть «гибким», адаптирующимся к текущей ситуации. Предложить его могут как недропользователь, так и проектные организации или государственные органы. Однако в любом случае необходимо будет проверить его «работоспособность». Для этого надо «проиграть» различные возможные при разработке месторождения «нештатные» ситуации и посмотреть, обеспечивается ли в этих случаях своевременное наполнение ЛФ к концу проектного срока разработки МПИ. И только в случае, если это требование будет выполняться, такой порядок можно представлять для утверждения государством.

В таком случае возникают два вопроса:

- как правильно устанавливать срок начала формирования ЛФ?

- в каких размерах и с какой периодичностью пополнять РФ?

Мы рассмотрим (в обратном порядке) некоторые пути их решения, приняв для упрощения, что отчисления в ЛФ производятся ежегодно.

Допустим, что выбран какой-то вариант разработки месторождения и определена стоимость ликвидационных работ (СЛ).

Оказывается, что размеры ежегодных отчислений можно устанавливать, используя разные правила. Рассмотрим три из них.

Правило 1. Отчисления производятся в установленном проценте от стоимости добытых УВ. Такая система (она действует, например, в Газпроме), возможно, хороша для крупных компаний, разрабатывающих одновременно много разных месторождений, но не не обеспечивает сбалансированности между накопленным ЛФ и потребностью в ликвидационных расходах для каждого месторождения в отдельности.

Правило 2. Отчисления производятся в установленном проценте от прибыли. Процентная ставка при этом подбирается каждый год из условия, что к концу рентабельного периода в ЛФ накопится (с учетом доходности вложений) необходимая для ликвидационных работ сумма. Такое правило удобно для недропользователя, но неудобно для администрирования, поскольку действующая система ориентирована на определение прибыли недропользователя, а не отдельного разрабатываемого им месторождения.

Правило 3. Отчисления производятся по некоторой ставке от объема добываемых УВ. Это правило (с некоторыми изменениями) используется в одном из СРП. Метод установления ставки здесь может быть различным. Все такие методы сводятся к своеобразной «амортизации» ликвидационных затрат. Рассмотрим три из них.

Наиболее простой метод 1 состоит в следующем. Вначале определяют:

• количество лет до прекращения добычи (Т);

• ЛФ, накопленный к началу года (Ф);

• прогнозируемую на оставшийся период до прекращения добычи доходность вложений средств фонда в финансовые инструменты (d);

• стоимость ликвидационных работ в текущих ценах (Л). Если не поступило новой информации о составе и объёмах ликвидационных работ, ее можно принять на том же уровне, что и в предыдущем году, с корректировкой на фактический темп инфляции;

• прогнозируемый объем добычи УВ в период с начала очередного года до прекращения добычи (Д).

Для определения ставки отчислений в очередном году заметим, что накопленный на депозите к началу года фонд Ф к концу разработки увеличится до Ф(1+d)Т, тогда как он должен составить Л. Поэтому за счет последующих отчислений к концу разработки в фонде должно накопиться Л – Ф(1+d)Т. Это эквивалентно вложению на депозит в конце очередного года суммы П = Л/(1+d)Т-1 – Ф(1+d). Искомую ставку (m) получим, отнеся полученную сумму к предстоящему объему добычи УВ:

m = П/Д.

Такой метод примерно соответствует рекомендуемому МСФО методу «амортизации» ликвидационных затрат пропорционально объёму продукции. Однако он имеет важный недостаток: к концу разработки месторождения ставка m возрастает. А в этом периоде объёмы добычи снижаются медленнее, чем прибыль, так что доля ликвидационных отчислений в прибыли растет и может даже превысить 100%.

Та же проблема возникает, даже если применить метод 2, предложенный И.Б.Басовичем и описанный в [5]. Он отличается от метода 1 только тем, что величину Д находят как сумму дисконтированных (к началу года по ставке d) объемов добычи в последующие годы.

Исправить положение можно, применив метод 3, основанный на идее ускоренной амортизации. Исходные данные для расчета искомой ставки здесь те же, что и в методе 1, но в каждом году разработки, кроме последнего, к полученной этим способом ставке применяется повышающий коэффициент k, так что окончательная формула изменяется:

m = k∙П/Д.

Анализ показывает, что при таком методе и подобранном надлежащим образом коэффициенте k долю ликвидационных отчислений в прибыли недропользователя можно стабилизировать, при этом начинать формирование ЛФ можно позднее, чем в методах 1 и 2, что для недропользователя выгоднее. Более того, при существенном изменении условий здесь можно при необходимости изменять и коэффициент k.

Перейдём теперь к вопросу о выборе момента начала формирования ЛФ.

Начнем с того, что такой момент не может быть заранее указан какой-то «жесткой» датой. Дело в том, что затраты и результаты проекта могут со временем меняться не так, как это предполагалось при разработке проектной документации, иными окажутся и денежные потоки и длительность рентабельного периода. Поэтому более правильным было бы установить в проектной документации лишь предварительный момент начала формирования ЛФ, и предусмотреть его периодическое (скажем, раз в 3-5 лет) уточнение. Вероятно, целесообразным было бы связать момент начала формирования ЛФ с «оставшимся объемом добычи». Это можно было бы отразить в соответствующем разделе проекта словами типа: «Отчисления в ЛФ начинают производиться, когда объем добычи за последующий период рентабельной разработки составит столько-то тонн».

При выборе момента начала отчислений в ЛФ важно учесть, что более раннему моменту отвечают меньшие размеры отчислений. Это связано с тем, что накопление нужной суммы «растягивается» на более длительный срок и облегчается за счет доходов от вложений средств ЛФ в финансовые инструменты. В то же время коммерческий эффект недропользователя при этом уменьшается, поскольку используемая им ставка дисконтирования обычно превышает доходность вложений средств ЛФ в финансовые инструменты. Казалось бы, в таком случае желательно начинать формирование ЛФ как можно позже. Однако при этом возможна ситуация, когда отчисления в ЛФ начнут составлять слишком большую долю прибыли или даже превысят ее. Представляется, что для учета риска «нештатных» ситуаций целесообразно выбрать такой момент начала отчислений, при котором доля отчислений в прибыли в последующие годы не будет превосходить 30-60%.

Разумеется, выбирать момент начала отчислений в ЛФ, правило и метод определения размеров этих отчислений надо совместно, проверяя их на моделях возможных денежных потоков, связанных с разработкой МПИ, учитывая при этом интересы и возможности недропользователя.

Обратим теперь внимание на то, что адаптационные возможности любых механизмов формирования ЛФ ограничены. Допустим, что незадолго до завершения разработки появилась новая технология выполнения ликвидационных работ и их стоимость уменьшилась. Тогда может оказаться, что даже при нулевой ставке отчислений размер ЛФ в момент ликвидации окажется больше требуемого. Это значит, что организационно-экономический механизм реализации проекта должен включать и условия использования “избыточных” средств (например, путем полной или частичной передачи их недропользователю).

Однако возможна и обратная ситуация, когда незадолго до завершения разработки стоимость ликвидационных работ увеличилась и даже полное перечисление всей прибыли в ЛФ не позволяет накопить нужную сумму. Необходимые действия в этой ситуации таже следует предусмотреть в организационно-экономическом механизме реализации проекта. Скорее всего, недостаток средств здесь придётся покрывать государству (особенно, если удорожание ликвидационных работ было обусловлено какими-либо государственными решениями).

Вернёмся теперь к вопросу согласования интересов недропользователя, государства и общества, затронутому в разделе 3. Рассмотрим ситуацию, когда государством установлен какой-то вариант разработки МПИ, и этот вариант обеспечивает безубыточную работу недропользователя в течение соответствующего проектного периода. Однако, как мы видели, для общества было бы выгоднее продолжить разработку в течение некоторого времени и по истечении этого периода.

Оказывается, можно указать две возможности продолжить реализацию утвержденного проекта в течение некотого времени так, чтобы это не только увеличило общественный эффект разработки МПИ, но и было выгодным для недропользователя.

• Разрешить использовать ЛФ не только для финансирования ликвидационных работ, но и для покрытия плановых убытков, возникающих за пределами рентабельного периода (правда, при этом ликвидационный фонд становится «не совсем ликвидационным»). Например, для покрытия убытков могут быть использованы доходы от вложения средств ЛФ в финансовые инструменты (эти доходы невелики, однако и убытки, возникающие по окончании срока рентабельной разработки, вначале тоже не слишком большие). Заметим, что при таком использовании ЛФ продолжение разработки месторождения не требует каких-либо налоговых льгот. Правда, это позволит лишь незначительно увеличить сроки разработки и объем извлекаемых запасов. .

• Снизить ставки некоторых налогов (кроме налога на прибыль), уплачиваемых недропользователем по окончании рентабельного периода. Поскольку утверждённый бюджет не предусматривает поступления налоговых платежей от недропользователя по окончании этого периода, то реализация данного варианта позволит не только добыть больше УВС, но и принести в бюджет дополнительные поступления от недропользователя. Такой вариант проекта окажется выгодным недропользователю и по другой причине: ликвидационные работы понадобится осуществлять позднее, так что размеры ежегодных ликвидационных отчислений уменьшатся.

Разумеется, организационно-экономический механизм реализации проекта может предусматривать и совместное использование обеих указанных возможностей.

 

Выводы

Учитывая вышеизложенное становится очевидно, что :

• проект разработки месторождения полезных ископаемых (МПИ) должен одновременно включать и проект его ликвидации (вначале – эскизный, ориентировочный, и постепенно уточняющийся в процессе добычи);

• наиболее эффективный для национальной экономики вариант разработки МПИ всегда обеспечивает большие сроки и объемы добычи по сравнению с любым выгодным для недропользователя вариантом, не требующим государственной поддержки;

• сроки разработки МПИ и объемы извлекаемых запасов существенно зависят как от объема ликвидационных затрат, так и от «внешних условий» (система налогообложения, инфляция, появление новой информации о самом МПИ или о новых технологиях добычи полезных ископаемых и ликвидации производственных объектов);

• организационно-экономический механизм проектов разработки МПИ одновременно должен предусматривать и определенный механизм формирования ликвидационного фонда для каждого месторождения, адаптирующийся к изменяющимся «внешним условиям». Такой механизм должен учитывать интересы недропользователя и риски, связанные с недостатком средств в фонде для финансирования ликвидационных работ;

• имеется возможность сделать выгодным для недропользователя продолжение разработки месторождения за пределами рентабельного периода, в том числе – без предоставления ему налоговых льгот.

Автор выражает свою благодарность М.С. Розману за предоставление ряда необходимых материалов и полезные советы.

 

Литература:


1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). М-во экон. РФ, М-во фин. РФ, ГК РФ по стр-ву, архит. и жил. политике. М.: ОАО “НПО Изд-во “Экономика”, 2000.

2. П.Л. Виленский, В.Н. Лившиц, С.А. Смоляк. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика. Изд. 5-е. М.: Поли Принт Сервис. 2015.

3. Смоляк С.А., Закиров С.Н и др. Актуальные проблемы стоимостной оценки извлекаемых запасов нефти и газа и государственного регулирования нефтегазового недропользования // Вестник РАН. Т. 28. № 1. 2018. С. 10-27.

4. Дунаев В.Ф. О новом показателе для выбора вариантов разработки объекта нефтяного месторождения // Нефть, газ и бизнес. № 12. 2016. С. 14-28. 

5. Богданчиков С.М., Перчик А.И. Соглашения о разделе продукции. Теория, практика, перспективы. М.: Нефть и газ, 1999.



Статья «Экономические проблемы разработки УВ месторождений» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№6, 2020)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus