УДК 66

Учет рисков при освоении месторождений углеводородного сырья

Станевич Владимир Дмитриевич – студент Уфимского государственного нефтяного технического университета

Аннотация: Для освоения месторождений углеводородного сырья как инвестиционного объекта характерны риски, связанные с отклонением размера прибыли в меньшую сторону в связи с авариями и негативными событиями, именуемые рисками. В данной статье показано, как учет рисков может повлиять на точность прогноза экономических показателей на примере расчета чистого дисконтированного дохода.

Ключевые слова: экономические риски, экономическая оценка разработки месторождений.

 

Разработка месторождений углеводородного сырья имеет множество особенностей, которые требуется учитывать. Все эти особенности можно сгруппировать следующим способом:

• климато-географические особенности;
• экологические особенности;
• особенности при проектировании месторождения;
• уточнение границ залежи/запасов;
• поисково-разведочные работы;
• бурение скважин;
• обустройство системы сбора и подготовки скважинной продукции;
• обслуживание и уход за всеми инфраструктурными объектами;
• геолого-технические мероприятия (ГТМ);
• корректировка стратегии разработки.

Из этой группировки видно, что при разработке месторождений нефти и газа имеется различное множество особенностей. Все эти особенности проявляют себя в виде аварий, остановок, и др. негативных последствий, которые в конечном итоге снижают экономическую привлекательность добычи углеводородов. Все эти негативные аспекты принято называть рисками.

В связи с рисками возможно два принципиальных механизма недополучения запланированной прибыли на предприятии:

1. Меньшие объемы добычи, чем планировалось изначально.
2. Дополнительные расходы, не заложенные в смету/бюджет, связанные с устранением последствий проявления рисков.

Несмотря на то, что не все риски могут проявить себя в процессе освоения конкретного месторождения ликвидация аварий, практически всегда обходится в разы дороже, чем мероприятия по их предупреждению. Но почему данные меры не очень популярны, точнее на них очень часто любят экономить? Ответ заключается в том, что риск носит вероятностных характер, и при его количественном учете обычно используется субъективное мнение, которое может занизить реальную вероятность и размер риска. Также в связи с тем, что мероприятия направленные на снижение неопределенности некоторых видов риска являются очень и очень затратными, причем данные затраты приходится проводить компаниям за свой счет, поэтому компании и стараются экономить что называется «на спичках» и в конечном итоге это обычно не приводит к положительному результату.

Для того чтобы понять, насколько важно проводить дополнительные исследования рассмотрим возможные риски для некоторых шагов:

Таблица 1. Количественный анализ специфических факторов риска для нефтегазовой отрасли.

Шаг	Риски, которые могут быть при недостаточном финансировании
Экологические исследования	Фатальный ущерб экологии региона разработки: загрязнение почвы; загрязнение верхних пластовых и поверхностных вод, использующихся в хозяйстве; гибель животных или уничтожение их ареала обитания
2D сейсмика	Неверное определение расположения резервуара или же его полное отсутствие
3D сейсмика
Подготовка к бурению	Поглощение бурового раствора; газонефтеводопроявления (ГНВП); нарушение устойчивости стенок скважины; прихваты; осложнения при разбуривании многолетнемерзлых пород (ММП), загрязнение поверхности.
Поисковое бурение
Разведочное бурение
Оценка запасов	Неверный подбор оборудования на промысле; неэффективная схема разработки месторождения; отклонение от показателей добычи и прибыли.
Концептуальная оценка вариантов разработки и этап промышленного освоения

Однако для экономической оценки рисков необходимо перейти от качественного описания рисков к количественному. Одном из методов количественного учета рисков является поправка коэффициента дисконтирования, для расчета чистого дисконтированного дохода. В этом случае он может быть рассчитан следующим образом [1, 2]:

Где:

 – Коэффициент дисконтирования, д. ед.;

НП – Минимальная реальная норма прибыли (безрисковая ставка дохода), д. ед.;

I – Темп инфляции, д. ед.;

r – Коэффициент премии за риск д. ед.

Из формулы один возникает вполне очевидный вопрос: а как определить коэффициент премии за риск? На сегодняшний день, конкретной методики определения данного коэффициента нет, как и единой методики учета рисков поэтому, чтобы как-то определить размер премии за риск правительством РФ были утверждены методические указания оценки риска при расчете коэффициента дисконтирования [3]:

Таблица 2. Размер максимальной премии за риск расчете коэффициента дисконтирования.

Размер Риска	Характер инвестиций	Премия за риск (%)
Низкий	Замещающие инвестиции (замена мощностей – оборудования, машин более совершенными, требующая более высокой квалификации работников, новых подходов в производстве; строительство новых заводов взамен старых на том же или другом месте). Новые инвестиции (новые мощности для производства и продвижения старых продуктов)	3-5
Средний	Новые инвестиции (новые мощности для производства и продвижения производственных линий, тесно связанных с существующими). Инвестиции в прикладные научно-исследовательские разработки, направляемые на специфические цели	8-10
Высокий	Новые инвестиции (новые мощности для производства и продвижения производственных линий, не связанных с первоначальной деятельностью компании)	13-15
Очень высокий	Инвестиции в фундаментальные научно-исследовательские разработки, цели которых могут быть пока точно не определены, а ожидаемый результат точно неизвестен.	18-20

Для нефтегазовой отрасли согласно данной таблицы, премия за риск может колебаться от пары процентов при освоении новых залежей крупными игроками на рынке, до 13-15% для новых нефтяных компаний, только начинающих свою деятельность. Стоит отметить, что даже принятие премии за риск в размере нескольких процентов может быть существенным, т.к. нефтегазовая отрасль характеризуется очень высокими капиталовложениями, особенно на начальных стадиях разработки, а процесс освоения месторождения может затянуться на многие десятилетия. Так что проектирование бюджета с учетом рисков более точно отразит размер прибыли, чем без его учета.[5,6]

Для подтверждения обратимся к одному месторождению Тюменской области.[4] Для данного месторождения была составлена смета строительства и учитывались переменные расходы дальнейшей разработки, но вообще не учитывался фактор риска. Произведем расчеты, которые учтут, или во всяком случае постараются учесть риски, и сравним полученные результаты с прогнозными и фактическими данными по месторождению, которые были приняты и получены.

Согласно формуле 1 и таблице 2 примем 6 различных значений премии за риск: 2,4,6,8,10 и 12 %. Результаты для различных значений коэффициента премии за риск, и фактические данные представлены в таблице.

Таблица 3. Результаты расчета (в млн. руб.).

Год с начала освоения	1	2	3	4	5		6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Накопленный ЧДД без учета рисков	-940	-3696	-632	6488	12667	17712		22334	26206	29460	32241	34513	36366	37759	38857	39591	40439	40981	41289
Накопленный ЧДД (риск 2%)	-941	-3650	-688	6080	11856	16493		20669	24110	26953	29342	31261	32800	33938	34820	35399	36058	36471	36703
Накопленный ЧДД (риск 4%)	-942	-3606	-741	5699	11104	15371		19152	22215	24705	26762	28388	29670	30602	31313	31773	32286	32603	32777
Накопленный ЧДД (риск 6%)	-943	-3563	-790	5342	10405	14338		17766	20498	22683	24459	25840	26912	27678	28253	28618	29020	29264	29396
Накопленный ЧДД (риск 8%)	-944	-3522	-836	5007	9755	13385		16498	18939	20861	22398	23574	24472	25104	25570	25862	26178	26366	26467
Накопленный ЧДД (риск 10%)	-945	-3482	-879	4693	9150	12504		15335	17521	19214	20547	21551	22306	22828	23208	23442	23691	23838	23915
Накопленный ЧДД (риск 12%)	-946	-3443	-920	4398	8586	11688		14267	16228	17723	18881	19741	20376	20810	21121	21309	21506	21620	21679
Фактический ЧДД	-943	-3600	-700	5725	12012	15732		20556	23489	25783	27353	30002	31801	32489	32567	33998	34256	35176	35847

График 1. Результаты расчета.

Как видно из расчетов, для данного месторождения при проектировании необходимо было закладывать размер коэффициента премии за риск в размере 2-4%.

Список литературы

1. Гранатуров В.М. Проблемы оценки и учета экономического риска при принятии рыночных решений // Маркетинг в России и за рубежом. 1998, № 6.
2. Гранатуров В.М. Экономический риск. Сущность, методы измерения, пути снижения. – М.: Аланс, 2005.
3. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов \\ Министерство экономики РФ, Министерство финансов РФ, государственный комитет РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике от 21.06.1999 \\ ссылка на эл. Ресурс: https://docs.cntd.ru/document/1200005634?marker=8Q00M1.
4. Пожарницкая О.В., Шарф И.В., Цибульникова М.Р. и др. Современные тенденции развития нефтегазового комплекса – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2015. – 166 с.
5. Тасмуханова А.Е. Оценка и управление рисками: учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, – 142 с.
6. Тасмуханова А.Е. Оценка рисков при планировании деятельности нефтегазодобывающих предприятий: дис. на соискание уч. степ. канд. экон. наук: защищена 8.12.2006г.: утверждена 15.05.2007.
7. Тэпман Л.Н. Риски в экономике: Учебное пособие для вузов / Л.Н. Тэпман; Под ред. проф. В.А. Швандара. – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2002. – 280 с.