В соответствии с поручением правительства РФ в 2019 г. была проведена инвентаризация запасов нефти для месторождений, содержащих свыше 5 млн т извлекаемых запасов с целью проведения анализа экономической эффективности разработки месторождений в текущих налоговых условиях. По результатам инвентаризации развернулась большая дискуссия, причем оценки результатов имеют прямо противоположные значения. Автор статьи вносит ясность относительно ряда спорных вопросов, в частности о методических подходах к оценке рентабельных запасов и полученных результатов. В статье рассматриваются методические подходы к проведению инвентаризации, результаты инвентаризации и правомерность применения так называемого «поскважинного» экономического расчета.
Методические подходы к проведению инвентаризации
Инвентаризация проводилась по состоянию на 01.01.2019 г. В периметр инвентаризации вошли 719 месторождений с текущими извлекаемыми запасами свыше 5 млн т, которые содержат 89 % всех извлекаемых запасов страны. Из рассмотрения были исключены месторождения с особым налоговым режимом, а также все месторождения с запасами менее 5 млн т, как предусматривалось поручением правительства РФ. Рентабельно извлекаемые запасы оценивались в рамках действующей налоговой системы на момент проведения инвентаризации.
Оценка рентабельно извлекаемых запасов для целей инвентаризации производилась либо на основе технологических показателей разработки в соответствии с действующим на тот момент проектным технологическим документом, либо на основе актуализированных технико-экономических данных компании на весь период оценки. С целью получения более надежных результатов все месторождения были разбиты на 4 группы в зависимости от степени достоверности информации: на месторождения с максимальным уровнем достоверности, высоким уровнем, средним (вероятностная оценка) и низким (предварительно оцененные).
Для проведения экономического анализа использовались актуализированные нормативы капитальных и текущих затрат на основе фактических/плановых показателей по данному месторождению на год проведения оценки. Технико-экономическая оценка количества рентабельно извлекаемых запасов выполнялась для двух макроэкономических сценариев (рис. 1):
- сценарий «Постоянные цены» (далее он называется «сценарий ВМР»);
- сценарий с использованием данных последнего опубликованного на момент проведения инвентаризации запасов полезных ископаемых прогноза социально-экономического развития Министерства экономического развития Российской Федерации (далее называется «сценарий МЭР»).
Оценка рентабельно извлекаемых запасов месторождений проводилась на уровне эксплуатационных объектов, как это принято в действующих нормативных документах по проектированию разработки месторождений. Для эксперимента была проведена более детализированная оценка, начиная со скважин и далее переходя к эксплуатационным объектам и к месторождению в целом (так называемая «поскважинная» технико-экономическая оценка). О результатах этого эксперимента поговорим чуть ниже.
Основные результаты инвентаризации запасов
Оценка рентабельных извлекаемых запасов нефти проводилась раздельно по недропользователям, по федеральным округам, по категориям запасов, отдельно выделялась группа «трудноизвлекаемых» запасов и в целом по стране. Не вдаваясь в детализацию расчетов и оценок, представим основные принципиальные выводы, вокруг которых и ведется основная дискуссия.
1. Суммарные рентабельно извлекаемые запасы нефти по месторождениям с запасами нефти более 5 млн т составили по сценарию ВМР 65 % (том числе по разрабатываемым месторождениям – 69 %), по сценарию МЭР – 36 % от технологически извлекаемых запасов.
2. Обеспеченность рентабельными запасами добычи нефти разрабатываемых месторождений по состоянию на дату проведения инвентаризации (01.01.2019 г.) по сценарию ВМР составляет 33 года, по сценарию МЭР – 21 год.
По нашему мнению, в дальнейших расчетах, оценках перспектив развития отрасли целесообразно опираться на прогноз, выполненный в постоянных ценах как наиболее достоверный. Конечно, с первого взгляда может показаться, что он относится к разряду «оптимистичных», а прогноз по МЭР – к «пессимистичным» и нужен какой-нибудь промежуточный вариант. Но, во-первых, промежуточных вариантов может быть огромное количество, основанных на сиюминутных оценках стоимости нефти, а во-вторых необходимо обратиться к рис. 2.
На рис. 2 представлены изменения цены на нефть сорта «Юралс» и курса доллара США к рублю в XXI веке. Исходя из этих данных видно, что, несмотря на взлеты и падения, средняя цена на нефть составила 63,3 долл./баррель и практически совпадает с нынешней ценой. Второй важный момент состоит в том, что в рублевой зоне практически никаких изменений не происходит. Средняя цена на нефть в период 2016–2020 гг. составляла 53,9 долл./барр., в период 2011–2015 гг. – 95,4 долл./барр., т.е. огромная разница, в рублях же цена практически одинакова – 3471 руб./барр. и 3363 руб./барр. В таблице 1 приведено сопоставление данных по двум сценариям инвентаризации с текущим состоянием. 
Из приведенной таблицы видно, что текущие параметры в рублях практически соответствуют сценарию ВМР (постоянные цены), а сценарий МЭР дает существенно ниже прогнозные оценки.
Во-вторых, в рамках действующей классификации запасов в ФБУ ГКЗ ежегодно проводится экспертиза около 800 проектных документов на разработку месторождений углеводородного сырья (в том числе и по месторождениям с извлекаемыми запасами менее 5 млн т) и оценка рентабельных запасов нефти в действующих на этот период макроэкономических параметрах и налоговых условиях. Ниже приведены результаты оценки рентабельных извлекаемых запасов по годам по разрабатываемым месторождениям. Как видно из табл. 2, рентабельные извлекаемые запасы нефти находятся в пределах 69,2–74,4 %, что практически соответствует и полученным результатам по инвентаризации запасов в условиях ВМР по разрабатываемым месторождениям.
И, наконец, в-третьих, необходимо отметить то, что объем рентабельных запасов нефти по оценке ВМР практически соответствуют международным оценкам объема запасов нашей страны.
Оценка рентабельных запасов и прогноз уровней добычи нефти на основе «поскважинной» экономической оценки
Один из самых дискуссионных вопросов проведенной инвентаризации запасов нефти, выполняемой в рамках поручения правительства РФ. Этот вопрос касается дальнейшего развития нефтяной промышленности России.
Этому вопросу посвящен целый ряд статей [1–4]. Не вдаваясь в детали данной дискуссии, отметим следующее.
1. Один из самых важных моментов заключается в том, что методика «поскважинного» экономического расчета нигде не опубликована, никто, кроме самих авторов, ее не знает, и поэтому утверждения авторов, что она является единственно правильной и только ее надо применять при экономической оценке, выглядят явно необоснованными и неубедительными.
2. Все технологические расчеты, выполняемые с использованием гидродинамических моделей, основаны именно на учете работы скважин в общей системе разработки, включающей добывающие и нагнетательные скважины. Скважины выходят из эксплуатации по технологическим критериям, после чего они либо вообще выводятся из эксплуатации, либо переводятся на другие эксплуатационные объекты в рамках рассматриваемого месторождения, либо из них бурится второй ствол, либо они при необходимости переводятся под закачку. При этом выход одной скважины приводит к изменению процесса фильтрации жидкости, изменению режима работы других скважин, что и учитывается в гидродинамических расчетах, т.е. система разработки объекта есть динамический процесс. И именно эффективность этого процесса потом оценивается на основе экономических расчетов, и из нескольких вариантов разработки выбирается наилучший на основе технико-экономических расчетов. «Поскважинный» экономический расчет есть процесс статический, т.е. берется рекомендуемый, наилучший, вариант разработки месторождения (заметим, уже выбранный на основе технико-экономических расчетов) и препарируется путем оценки экономической эффективности каждой скважины. Соответственно, «нерентабельные» скважины не бурятся, скважины, выведенные из эксплуатации раньше или позже (как правило, раньше) технологических ограничений, не переводятся на другие объекты, где, соответственно, также происходят потери в добыче нефти и т.д. В результате потери в добыче нефти и в суммарной экономической эффективности могут быть существенны, что детально показано в работе [4 ] и о чем будет сказано еще раз ниже.
Необходимо еще раз подчеркнуть, что при «поскважинном» экономическом расчете теряется вся технологическая основа разработки месторождений и, по сути, при реализации этого подхода будет производиться выборочная отработка запасов. Поэтому, если все-таки использовать такой подход, то надо это делать правильно, т.е. при выводе из эксплуатации скважин не по технологическим, что учитывается в гидродинамических расчетах, а по экономическим ограничениям, не учитывающим технологический процесс выработки запасов, необходимо снова пересчитывать вариант разработки, так как перераспределение добычи внутри каждого объекта разработки и по объектам в пределах одного месторождения будет другим. Таких расчетов может быть очень много, десятки, если не сотни и более, в зависимости от числа скважин [3, 4]. И если уже говорить о затратах, то насколько дополнительные и, возможно, кратно увеличенные затраты средств и времени на такие «поскважинные» расчеты будут соответствовать полученному результату и будет ли он отличаться от классических, гидродинамически и технологически обоснованных пообъектных расчетов, пока непонятно. Понятно только, что такой «поскважинный» подход приведет не только к снижению коэффициента извлечения нефти, технологических и рентабельных запасов, но и к существенному снижению уровня добычи нефти по стране. Так, в качестве примера, по трем крупным по запасам месторождениям, планируемым к масштабному разбуриванию в соответствии с проектно-технологическим документом, за рентабельный срок разработки месторождений по проектным документам планируется добыть 1454 млн т нефти, при «поскважинном» подходе – 593 млн т, то есть на 861 млн т или на 59 % меньше. При этом NPV недропользователя увеличится по сравнению с традиционным подходом на 76,8 млрд руб., в то время как дисконтированный доход государства снизится на 1,1 трлн руб., т.е. снижается суммарная экономическая эффективность разработки месторождения. При таком подходе невозможно осуществлять полномасштабное освоение и эффективную разработку крупных по запасам или новых нефтегазовых объектов. С точки зрения распорядителя недр, то есть государства, такой подход, реализованный в рамках эксперимента, не отвечает закону «О недрах», рациональному недропользованию и не может быть оправдан.
Выводы:
1. Проведенная инвентаризация выполнила свои задачи в плане оценки рентабельных запасов по основному объему извлекаемых запасов нефти страны. Целесообразно проводить инвентаризацию запасов через определенные промежутки времени, например 3–5 лет, для получения динамики их изменения в зависимости от макроэкономических критериев и действующей налоговой системы на дату проведения инвентаризации.
2. По нашему мнению, при долгосрочном прогнозировании добычи нефти необходимо исходить из того, что рентабельные запасы нефти находятся в пределах 65–69 % от текущих извлекаемых запасов, числящихся на государственном балансе, и обеспеченность текущей добычи нефти рентабельными запасами составляет порядка 30 лет.
3. «Поскважинная» экономическая оценка, проведенная в виде эксперимента в рамках инвентаризации запасов, показала необходимость определения возможности и области применения такого подхода, особенно в части освоения новых месторождений, требующих больших инвестиций, а также необходимость создания и обсуждения методики расчетов экспертным сообществом. Такое обсуждение целесообразно провести в рамках экспертно-технического совета ФБУ «ГКЗ».
Литература
1. Выгон Г.В. Инвентаризация запасов: от государственной экспертизы к национальному аудиту. Нефтегазовая вертикаль. № 2019 г., с. 19–24.
2. Инвентаризация запасов: необходимость системных изменений. Аналитический обзор VYGON Consulting, декабрь 2019 г. – 39 с.
3. Шандрыгин А.Н. Оценка извлекаемых запасов углеводородов. Нужно ли изобретать велосипед? НефтьГазПраво, № 1, 2020 г., с. 43–49.
4. Давыдов А.В. Инвентаризация запасов: необходимость системных изменений. Что нужно, а что нет? Нефтегазовая вертикаль, № 6, 2020 г., с. 6–12.
