Казахстан: эффективное управление минеральными ресурсами
Борис Зильберминтс и Иан Дандердейл, Gaffney, Cline & Associates
За последние десять лет Казахстан достиг значительного прогресса в развитии своей нефтяной и газовой промышленности. По опубликованным данным, добыча нефти в стране в 1999 году достигла самого высокого за всю ее историю. Продолжается и дальнейший рост в освоении запасов газа. Однако, Казахстану приходится решать и ряд трудных задач, включая замену добывающего оборудования, привлечение иностранных инвестиций, а также обеспечение оптимальной эксплуатации крупных месторождений. Совместно с TACISINOGATE1, представители ННК «Казахойл», Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды РК, а также различных институтов, рассматривали эти и другие проблемы, от решения которых зависит дальнейшее развитие нефтегазового сектора республики. Ниже описываются три основные сферы, которые сегодня находятся в фокусе внимания.
Экономическая оценка запасов
В республиках Бывшего Советского Союза (БСС) в течение пятидесяти лет существовала собственная система классификации запасов нефти. Она служила основой для государственных оценок количества, качества, условий накопления и промышленной разработки запасов, а также для поддержания государственного баланса в разработке месторождений. Система была высокоэффективной, поскольку устанавливала единые критерии оценки для всех месторождений и всех аспектов их разработки. Система применялась для потенциальных ресурсов накопительных углеводородных бассейнов, а также для ресурсов разрабатываемых месторождений. Однако, эта система была направленна на техническую оценку и классификацию разрабатываемых ресурсов, поэтому почти не учитывала экономических аспектов. Основным приоритетом являлась разработка больших объемов любой ценой, даже если это было и нерентабельно. Запасы обычно оценивались в начале эксплуатации месторождения и редко пересматривались. Такое положение вполне подходило для командной экономики, когда цель разработки, цены и затраты устанавливались правительством. После распада Советского Союза и перехода к рыночным отношениям недостатки старой системы классификации запасов стали очевидными.
Правительства новых независимых государств больше не могли позволить себе субсидировать убыточные предприятия, а также, возникла очевидная потребность в иностранных инвестициях и технологиях. Однако, зарубежные компании и финансовые институты не могли, а в некоторых случаях и не хотели понимать особенности советской системы классификации. Явные различия между системами, а также разногласия между заинтересованными сторонами усложнили переговорный процесс и замедлили приток инвестиций в добывающую промышленность. Было предпринято множество попыток минимизировать различия между двумя системами и найти пути их сравнения (рис. 1). Основная задача проекта INOGATE «Оценка углеводородных запасов», выполнявшегося от имени TACIS компанией Gaffney, Cline & Associates (GCA) в новых независимых государствах, состояла в проведении встреч с местными властями, отвечающими за систему классификации запасов в каждой стране, и разъяснении методологии и логики международных подходов к классификации и использованию углеводородных запасов.
Хорошо известен и признан тот факт, что геологические или фактические запасы углеводородов оцениваются более или менее аналогично в обеих системах и результаты зачастую достаточно близки. Все-таки, независимо от социальной системы, действуют законы Матери Природы. Различия в методологии начинают проявляться при определении и разделении на категории запасов, подлежащих добыче. Сравним определения, используемые двумя системами:
Советская. Запасы месторождения - масса нефти и конденсата, а также объем природного газа в обследуемых и разрабатываемых месторождениях, измеренные в стандартных условиях на дату проведения оценки.
Международная.* (* SPE/WPC Общество инженеров по нефти/Всемирный нефтяной конгресс). Запасы месторождения - количество нефти, которое ожидается добыть на рентабельной основе из известных скоплений, начиная с заданной даты.
Определение советской системы не упоминает коммерческий или экономический аспект и направлено на добычу физически имеющихся запасов. Международные системы требуют, чтобы только экономически эффективные объемы были категоризованы как запасы месторождения. Коммерческую ценность запасов определяют следующие факторы: план разработки, прогноз добычи, затраты, цены и финансовые аспекты, рыночные условия и ограничения по лицензиям.
Процесс определения запасов обычно включает три этапа. На первом геологи, геофизики и нефтефизики определяют физический объем. Затем инженеры - нефтяники и промысловики готовят план разработки. И, наконец, экономисты готовят экономический анализ проекта через создание моделей движения финансовых средств, охватывающих профили и затраты разработки на основе плана разработки, цены продукта и применимых финансовых, контрактных и лицензионных условий. Следовательно, запасы определяются как суммирование профиля добычи вплоть до экономически выгодного предела (рис. 2).
Есть множество экономических критериев, используемых для оценки коммерческой привлекательности проектов. Наиболее часто используются следующие:
• Период возврата вложений - период времени после начального вложения капитала до достижения совокупным чистым доходом размера капиталовложений.
• Отношение Прибыль/Капиталовложения (ПК) - отношение общих (недисконтированных) чистых доходов к капиталовложениям.
• Чистая Настоящая Стоимость (ЧНС) - сумма дисконтированных потоков средств (ежегодные объемы потраченных и полученных средств) для данного дисконтного уровня в течение жизни проекта.
• Внутренний Уровень Возврата (ВУВ) - дисконтный уровень, при котором ЧНС проекта имеет нулевое значение.
Когда компания оценивает проект, она рассматривает все четыре фактора, однако ЧНС является наиболее важным. Проект выгоден компании только, если ЧНС имеет положительное значение при определенном, приемлемом для компании, дисконтном уровне. Для расчета ЧНС необходимо определить годовые потоки средств на протяжении жизни проекта. Расчет годовых потоков включает оценку доходов, капитальных затрат, эксплуатационных расходов и налогов.
НЕДИСКОНТИРОВАННЫЙ ПОТОК = ДОХОД - ЗАТРАТЫ - НАЛОГИ
Доход - количество проданного, умноженное на цену за единицу продукции.
Затраты включают все платежи в течение финансового периода по расходам на обследование и разработку, по эксплуатационным и накладным расходам и т.д.
Налоги включают все сборы, специальные налоги на нефть, местные налоги и налог на прибыль.
В то время как определение доходов и затрат не представляет труда, расчеты налогов обычно более сложны. Контракт может сталкиваться с различными налогами и платежами, некоторые из которых регулируются налоговым кодексом страны, а иные связаны с конкретным контрактом/проектом и обычно являются предметом переговоров между компанией и правительством страны. Наиболее частые финансовые элементы включают роялти, бонусные платежи, специальные нефтяные и местные налоги, корпоративные налоги (налоги на прибыль). В этой статье они обсуждаются ниже.
Роялти
Роялти = Доход х Ставка Роялти
Роялти это платеж правительству страны за использование природных ресурсов. Роялти может устанавливаться как процент от дохода или как фиксированная сумма, взимаемая за баррель (тонну). Последний тип роялти используется редко. Он известен как «экспортный тариф» и до сих пор существует в некоторых новых независимых государствах. Выплата роялти оказывает регрессивный эффект на прибыльность проекта и может преждевременно привести к тому, что разработка станет экономически нецелесообразной. Расчет роялти зависит от точки оценки добычи, т.е. на скважине или уже на рынке. Некоторые финансовые системы допускают учет транспортных расходов. Это происходит, когда существует разница между точкой оценки и точкой продажи. Транспортировка из пункта оценки в пункт продажи вычитается. Ставка роялти (%) определяется как единый фиксированный тариф или как скользящая шкала тарифов в применении к инкрементной или совокупной добыче. Оплата роялти принимается деньгами или товарами и услугами.
Бонусные платежи
Бонусные платежи обычно определяются в контракте и часто являются предметом переговоров. Существуют три основных типа бонусов: бонус по подписании, бонус начала добычи и бонусы в ходе добычи. Бонус по подписании выплачивается после завершения переговоров и подписания контракта. При начале производства (добычи) выплачивается бонус начала добычи. Бонусы в ходе добычи (производ-ственные бонусы) выплачиваются при достижении определен-ного уровня добычи или определенных совокупных объемов.
Налоги
Корпоративный налог = Налогооблагаемый доход х
Ставка налога
Налогооблагаемый доход = Доход – Налоговые
отчисления – Ранее переплаченный налог
Налоговые отчисления = Роялти + Затраты на освоение + Эксплуатационные расходы + Амортизация + Проценты (интерес)
Корпоративным налогом облагаются прибыли, ставка определяется Налоговым Кодексом страны. Ставка обычно составляет от 30 до 38 процентов. Однако, в некоторых странах она достигает 50%.
Правительства могут вводить законы или издавать указы, направленные на привлечение дополнительных капиталовложений. Для повышения привлекательности проектов правительство может вводить периоды без выплаты налогов и роялти.
В новых независимых государствах все более популярными становятся соглашения о совместном использовании (ССИ). Инвесторы предпочитают именно такой тип контракта, поскольку он дает им защиту от изменений в законодательстве и фискальном режиме страны, что может значительно повлиять на прибыльность проектов. ССИ характеризуются компенсацией затрат и разделением прибылей, иногда также присутствует роялти.
Компенсация затрат это механизм, посредством которого компания (подрядчик) компенсирует свои затраты на обследование, разработку и эксплуатацию из доходов до разделения добычи с государством. По большей части ССИ устанавливают предел (лимит) на компенсацию затрат и определяют типы затрат, подлежащих компенсации, а также иерархию компенсации затрат. Некомпенсированные затраты могут переноситься на следующий период и будут компенсированы в последующие годы.
Разделение прибылей это механизм разбивки доходов, остающихся после выплаты роялти и компенсации затрат, между подрядчиком и правительством. За многие годы появилось много вариаций процесса разделения прибылей. Разделение может принимать форму предопределенной фиксированной ставки или скользящей шкалы в зависимости от IRR подрядчика после выплаты налогов или R-фактора (отношение совокупных доходов к совокупным затратам). В большинстве стран разделение составляет от 15 до 55% для подрядчика. Доля прибыли подрядчика обычно подпадает под корпоративный налог.
Результаты экономического анализа определяют коммерческую привлекательность проекта. Совокупные объемы, прогнозируемые на добычу вплоть до последнего года разработки, определяют запасы месторождения.
Программа INOGATE обеспечила нефтегазовые структуры Казахстана дальнейшей информацией по проведению экономической оценки месторождений с примерами из различных опубликованных схем, распространенных такими организациями как Американский Нефтяной Институт (API), Общество нефтяных инженеров (SPE), U.S. Securities and Exchange Commission (SEC), Всемирный нефтяной конгресс (WPC), крупные нефтяные и газовые компании, а также правительственными органами такими, как Норвежский нефтяной директорат (NPD) и Департамент торговли и промышленности (DTI) Великобритании.
Как отмечено выше, запасы месторождения чувствительны как к ценам, так и к затратам. Рис. 3 показывает изменение цены на нефть за последние 10 лет. Можно ожидать, что цены будут продолжать демонстрировать неустойчивость и в будущем. Поэтому понимание маржинальных затрат2 на добычу является важным инструментом планирования. Это может быть достигнуто только экономической оценкой нефтяных запасов. (2 Маржинальные или предельные издержки - это дополнительные издержки при производстве дополнительной единицы продукции.)
Биржевые требования для нефтяных и газовых запасов
Крупные биржи, имеющие дело с нефтяными и газовыми компаниями разработали требования по отчетности, которые должны использоваться при любых трансакциях и обнародовании информации. Основными биржами, вовлеченными в такой тип деятельности, являются американская фондовая биржа (US Stock Exchange), Лондонская биржа и биржа в Торонто. Из этих требования комиссия SEC разработала самые детальные требования для использования на американской фондовой бирже.
В 1979 году SEC приняла определение Подтвержденных запасов, которое должно использоваться всеми компаниями, котирующимися на американской бирже. Эти определения стали критически важным элементом для большинства международных нефтегазовых компаний, поскольку американская биржа является первичным местом котировок и финансирования. Так как большинство нефтяных компаний котируются на этой бирже и должны использовать определение SEC для целей внешней отчетности, они, в основном, также следуют и другим чуть более ограничивающим (но аналогичным) определениям SEC для своих внутренних оценок. Однако, за пределами США для финансирования проектов и переговоров по газовым контрактам принято и широко используется определение подтвержденных запасов, данное SPE/WPC. Прилагаются усилия сделать эти определения одинаковыми. Определение SEC звучит следующим образом:
«Подтвержденными запасами нефти и газа являются оценки количества нефти, природного газа и жидкостей природного газа, которые с достаточной определенностью подтверждаются геологическими и техническими данными и могут быть добыты в будущем из известных бассейнов (резервуаров) при существующих экономических и эксплуатационных условиях, т.е. ценах и затратах на дату получения оценки.”
Основным отличием этого определения от определения SPE/WPC является то, что SPE/WPC вместо термина «существующие условия» использует при определении экономического предела термин «текущие условия». «Текущие условия» означают, что подтвержденные запасы должны оцениваться без каких-либо допущений по отношению к возможным будущим улучшениям экономических условий (цены, затраты), технологии, регулирования (лицензии, фискальная система, ограничения по защите окружающей среды и т.д.) на основе усредненного периода. Например, для определения экономического предела добычи можно предположить, что текущая цена нефти не будет расти. Требование определения SEC состоит в использовании цен и затрат «на дату получения оценки». Таким образом, не допускается усреднять цены/затраты за предыдущий период, например, за 12 месяцев, как в случае определений SPE/WPC.
Определение Лондонской биржи (LSE) для Подтвержденных запасов приводится ниже.
Подтвержденными являются такие запасы, которые при имеющихся данных и с учетом технических и экономических факторов могут быть разработаны (добыты) с вероятностью более 90%.
Эти определения должны использоваться в Великобритании при опубликовании проспектов для сбора нового капитала через предложение акций.
Ключевыми фразами, которые отличают подтвержденные запасы от запасов вообще, являются «достаточная определенность» и «текущие экономические условия, эксплуатационные методы и правительственное регулирование». Термин «достаточная определенность» вызывал в отрасли много споров в силу неоднозначности, и есть данные, что в некоторых случаях применялась неправильная интерпретация слов «наиболее вероятно». С 1997 года определения SPE/WPC наиболее широко используются в отрасли и имеет смысл рассмотреть их более тщательно. Эти определения также являются наиболее детальными из широко используемых.
Запасы месторождения - это количество нефти, которое ожидается добыть на рентабельной основе из известных скоплений, начиная с заданной даты.
Это является фундаментальным определением запасов. Оно требует, чтобы запасы (любой категории) были:
• «рентабельно добываемыми»;
• «из известных скоплений» (т.е. обнаруженных);
• «начиная с заданной даты» (т.е. еще не добытые на эту дату).
В международной практике очень широко используются термины «подтвержденный», «вероятный» и «возможный». Однако, в Северной Америке они, в основном, разграничиваются, при этом «растущая неопределенность» более соответствует «растущему риску». Во многих других частях мира, напротив, эти термины комбинируются для отражения разной степени неопределенности в общей оценке запасов, при этом подтвержденные (1Р) являются «низкой» оценкой, подтвержденные и вероятные (2Р) - средней или «лучшей оценкой, а подтвержденные плюс возможные (3Р) являются «высокой» оценкой.
Поскольку все оценки имеют степень неопределенности из-за неадекватной информации, любая новая информация, техническая или коммерческая, может повлиять на оценку запасов. В частности, и вероятно к удивлению тех, кто привык к культуре бывшего Советского Союза, оценки запасов могут изменяться с изменением цены на нефть.
При использовании вероятностных методов, полный диапазон неопределенности в оценке запасов определяется с использованием вероятностных распределений для каждого из входных параметров. Следовательно, для любого уровня вероятности могут выбраны соответствующие значения. Таким образом, подтвержденные запасы могут быть выбраны на уровне 90%, т.е. существует 90% вероятность, что реальные запасы находятся в диапазоне между этой цифрой и максимально достижимым значением. Аналогично могут быть получены значения для 2Р (50%) и 3Р (30%).
После добычи и продажи объемов они не могут рассматриваться компанией как запасы. Если какая-то часть добытых объемов нефти и/или газа используется в качестве топлива, сжигается или теряется при переработке (т.е. не может быть продана), то она обычно исключается из объемов запасов. Однако, в некоторых случаях объемы, используемые на месте добычи как топливо, включаются в запасы на той основе, что они имеют экономическую ценность для производителя. На рис. 4 и 5 приведены добыча и потребление нефти и газа в Казахстане. На рис. 6 показано, как добыча нефти (истощение запасов) и рост запасов нефти влияли на положение с запасами в Казахстане за последние 10 лет.
Вообще, для подтвержденных запасов необходимо, чтобы резервуар (бассейн) действительно производил углеводороды на поверхность на коммерчески приемлемом уровне. Однако, получение хороших каротажных диаграмм и/или данных, подтверждающих наличие в резервуре коммерчески добываемых запасов является хорошим сравнением (аналогией) с соседним резервуаром, который производил углеводороды на коммерчески приемлемом уровне. Это сравнение может быть приемлемым при определении запасов как подтвержденных. Аналогия должна включать схожесть в плане геологии и свойств резервуара.
За пределами области, определяемой скважинами и данными контакта с жидкостью, для экстраполяции могут использоваться геологические и технические данные до такой степени, что можно получить «достаточную определенность» того, что эти области действительно содержат коммерчески добываемые углеводороды. Обычно этот предел (лимит) основывается на геологической информации о наполнении резервуара или на данных производительности резервуара и не распространяется на непробуренные непроизводящие блоки. Во всех таких определениях ссылки на геологические данные включают любую геофизическую информацию, такую как сейсмические данные.
В случаях, когда контакт с жидкостью в скважине не получен, подтвержденным лимитом является самый низкий уровень, при котором углеводороды были обнаружены в скважинах. Когда существует сомнение, что возможно присутствие газовой шапки, самый высокий известный уровень также будет лимитом для подтвержденной нефти.
Там где для добычи, переработки и транспортировки подтвержденных запасов на рынок не было установлено необходимое оборудование, должно быть какое-то подтверждение, что это будет сделано в обозримом будущем.
Для подтвержденных неразработанных запасов:
(1) Месторождения являются прямыми ответвлениями на скважины, показавшие, что коммерческая добыча является целью;
(2) Достаточно определенно ясно, что такие месторождения находятся в пределах известных подтвержденных лимитов добычи;
(3) Месторождения соответствуют существующим нормам по размещению скважин, в случае применимости этих норм;
(4) Достаточно определенно ясно, что такие месторождения будут разрабатываться.
Запасы других месторождений категоризуются как подтвержденные неразработанные только, когда толкование геологических и технических данных по скважинам с достаточной определенностью показывает, что пласт является непрерывным в ширину и содержит коммерчески добываемую нефть.
Запасы, разрабатываемые через применение установленных методов повышения добычи, включаются в классификацию подтвержденных, когда:
(1) Успешное испытание пилотным проектом (или благоприятная реализация программы на том же или аналогичном резервуаре с подобными свойствами породы и жидкости) поддерживает анализы, на которых проект основан;
(2) Достаточно определенно ясно, что проект будет реализовываться.
Унитизация и переопределение
Унитизация - это проблема, которая должна решаться правительствами и компаниями буквально в каждой геологической области мира. Она включает технические и коммерческие аспекты, связанные с оценкой ресурсов.
В случаях, когда месторождение пересекает наземную границу или границы, разделяющие два или более различных административных района (группы лицензий, различных правительств) с правами на использование нефти под этими областями, унитизация является механизмом, посредством которого месторождение может разрабатываться как единое целое. Эта проблема присутствует во всем мире и есть разные подходы к ее решению. Однако, современная практика (в частности в оффшорных зонах) стремится использовать обширный опыт по ситуации в Северном Море, накопленный за последние 20 лет.
Практически во всех странах, включая Казахстан, государство владеет подземными ресурсами. Принципиальным исключением являются США, где хозяин земли имеет все права на любые минеральные ресурсы под ней.
Государство обязано обеспечивать разумное использование ресурсов, что означает, что разработка нефти и газа должна вести к максимальной экономически целесообразной добыче углеводородов. Отсюда общее требование для утверждения государством планов разработки. Обычно, и особенно в море, разработка месторождений, пересекающих границы может вестись более эффективно, если реализовывается как единый интегрированный проект.
В США, еще в 1889 году после дела Westmoreland применяется Правило Захвата. Это дело рассматривало нефть как дикое животное, которое, если пересекает границу вашей территории, становится вашей собственностью до тех пор, пока находится на вашей земле. Это привело к неэффективному бурению, когда владельцы земли бурили много скважин рядом с границей своей земли, чтобы получить максимальную отдачу от месторождения. Часто это снижало общую отдачу месторождения. После признания вредных эффектов тотальной добычи нефти, большинство штатов законодательно ввели положения, ограничивающие расположение скважин и/или уровень добычи в ходе фазы первичной разработки.
Формальная унитизация зачастую не является необходимостью до последующей реализации схемы вторичной разработки для повышения отдачи (например, вытеснение водой). В Северном Море многие месторождения были формально унитизированы. Несмотря на то, что с течением времени скопления нефти уменьшались в размерах, продолжавшееся снижение лицензированных размеров (из-за оставления скважин) привело к увеличению числа месторождений, требующих унитизации. Несколько месторождений, пересекающих границы (к примеру Великобритании, Норвегии, Нидерландов) были унитизированы. Сегодня, когда процесс унитизации уже установился, он может быть использован в других частях мира.
Пересечение месторождением границ определяется обычно на этапе оценки проекта (хотя для подтверждения, в большинстве случаев, требуется бурить по меньшей мере по одной скважине с каждой стороны границы). На этом этапе начинаются переговоры и возможно достижение предварительного соглашения для ведения работ вплоть до унитизации (например, разделение затрат на оценку). Ключевым моментом является утверждение плана разработки. Для того, чтобы подготовить единый интегрированный план, имеющий шансы на правительственное утверждение, соглашение по унитизации должно быть согласовано всеми сторонами одновременно. В дальнейшем, возможны переопределения (когда пропорция месторождения с каждой стороны границы (границ) переопределяется). Обычно соглашение по унитизации также охватывает и эксплуатационное соглашение и именуется Соглашением по Унитизации и Эксплуатации Месторождения (UUOA). Такое соглашение подобно Соглашению по Совместной Разработке (JOA). Однако, оно также охватывает конкретные аспекты унитизации и переопределения.
Примером месторождения в Казахстане, где может быть применена унитизация, является месторождение Карачаганак. Казахстан имеет до 83 трлн. куб. футов природного газа, при этом более 40% этих запасов сосредоточены в гигантском месторождении Карачаганак (северо-запад Казахстана), являющимся продолжением Оренбургского месторождения в России. В 1997 году международный консорциум, состоящий из Agip (32.5%, Италия), BG (32.5%, Великобритания), Texaco (20%, США) и Лукойл (15%, Россия) подписал $7 - $8 миллиардное соглашение по разработке этого месторождения в течение 40 лет, с планируемыми инвестициями к 2006 году в размере 4 млрд. долларов. Тот факт, что это месторождение пересекает международную границу и то, что Россия участвует в работах по обе стороны от нее, является фактором применения унитизации совместно с определением оптимального плана разработки месторождения.
С уменьшением населения (рис. 7) первичное потребление энергии в Казахстане упало (рис. 8), в том числе и по нефти (рис. 9). Однако спрос на газ начинает рости. В предстоящие годы Казахстану нужно будет принять международные стандарты по оценке своих запасов с тем, чтобы продолжать привлекать иностранные инвестиции, а также для того, чтобы при приватизации государственных компаний соответствующие фонды могли быть реализованы на международных рынках.
Список статей
Экономическое развитие Казахстана и политика Национального Банка на современном этапе Григорий Марченко
Казахстан: эффективное управление минеральными ресурсами Борис Зильберминтс, Иан Дандердейл
Изменения казахстанского законодательства и интересы иностранных инвесторов в нефтеном секторе Александр Лессер