Кроме того, необходимо проводить сопоставление с условно называемым "нулевым" вариантом, который осуществляется из предпосылки "ничего не делать". В этом случае предполагается осуществление минимально возможных затрат, в основном направленных на выполнение обязательных работ, связанных с безопасностью производства и экологическими мероприятиями. При этом возникает необходимость рассмотрения как минимум двух вариантов разработки - "нулевого" и предлагаемого. В некоторых случаях базовый и "нулевой" варианты могут совпадать. Экономическая эффективность инвестиций определяется лишь для той части средств, которая превышает затраты по "нулевому" варианту, но и доходную составляющую формирует лишь та часть товарной продукции, которая превышает добычу в "нулевом" варианте.
Вопросы ценообразования оказывают на принятие решения об осуществлении того или иного варианта не меньшее значение, чем капитальные вложения. Различные подходы в этом вопросе, с учетом многоступенчатой системы реализации газа, принятой в ОАО "Газпром", могут привести к искажению результатов.
Так, в "Проекте разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения", выполненном в 1997 г., проведена корректировка объемов добычи газа. В работе рассмотрено три варианта годовых отборов:
150 млрд. м3;
160 млрд. м3;
170 млрд. м3.
Для каждого варианта определен необходимый объем дополнительных капитальных вложений, и произведены расчеты эконо-
85
мических показателей. На основании проведенных расчетов сделан вывод о необходимости принятия варианта с годовой добычей 150 млрд. м3. В пользу варианта свидетельствовали самые высокие показатели внутренней нормы доходности и чистого дисконтированного дохода, несмотря на то, что в этом варианте отбор газа на конец периода постоянной добычи, который составляет пять лет, на 90 млрд. м3 меньше, чем при годовом отборе 170 млрд. м\ Суммарный отбор газа на конец разработки в варианте добыче 150 млрд. м' также меньше.
Полученный результат обосновывается в проекте тем, что капитальные вложения в варианте на 150 млрд. м' на один миллиард рублей в ценах 1997 г. меньше (около 160 млн. долл. США по курс> на тот момент). Однако при реализации половины "дополнительных" 20 млрд. м3 на экспорт по 80 долл. и при допущении, что 60 долл. идет на добычу, транспорт и налоги, дополнительная чистая прибыль составит 200 млн. долл., т.е. прирост прибыли перекроет капитальные вложения в первый же год. Объяснение тому факту, что в проекте разработки предлагается заведомо менее выгодный вариант, кроется в принятой для расчетов цене реализации газа в размере 35,5 руб./1000 м3 (в 1997 г. эта цена являлась оптовой ценой покупки газа на промыслах). При этом нарушен основной принцип инвестиционного анализа, согласно которому необходимо учитывать все денежные потоки, возникающие в связи с проектом. То, что газ будет реализован потребителям по более высоким ценам, а прибыль от реализации останется в распоряжении "Газпрома", не нашло отражения в расчетах. Результатом этого стало решение об уменьшении объемов годовых и суммарного отборов газа.
Основной причиной возникновения вышеизложенных упущений, на наш взгляд, является несовершенство существующих нормативных и методических отраслевых документов. В первую очередь это относится к "Регламенту составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений". В 1999 г. была выпущена его новая редакция. Но, с точки зрения современных экономических подходов, документ не удовлетворяет требованиям сегодняшнего дня.
При расчете капитальных вложений набор объектов по УКПГ и УППГ не детализируется, а использование каких-либо аналогов может внести (и на практике вносит) искажения, так как
86
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.