Север и рынок. 2022, №3.

СЕВЕР И РЫНОК: формирование экономического порядка. 2022. № 3. С. 144-157. Sever i rynok: formirovanie ekonomicheskogo poryadka [The North and the Market: Forming the Economic Order], 2022, no. 3, pp. 144-157. РАЗВИТИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА НА СЕВЕРНЫХ И АРКТИЧЕСКИХ ТЕРРИТОРИЯХ - повышением удельных капитальных и эксплуатационных затрат каждой последующей единицы добычи углеводородного сырья (только за 2018 г. на 40 % и 30 % соответственно) вследствие усложнения геологических и климатических условий добычи и транспортировки углеводородов, необходимости создания сложных инженерных сооружений для обустройства месторождений, отсутствия достаточной транспортной инфраструктуры, в том числе в Сибири и районах Крайнего Севера [22-24]; - усложнением геополитической обстановки, имеющим следствием ограничительные санкции США и стран Европейского союза для зарубежных поставок оборудования, а также добычных и нефтесервисных технологий, от которых зависит нормальное функционирование и развитие российской нефтегазовой отрасли [23], что снижает рентабельность проектов по освоению крупных потенциальных нефтегазоносных территорий [2, 23]; - влиянием текущей внешнеполитической ситуации, способным вызвать ограничения экспорта углеводородов согласно традиционным логистическим связям, таким образом, возникают риски, которые существенно влияют на выручку (волатильность цен и объемов) и затраты (логистические), что ухудшает показатели экономической эффективности проектов. В таких условиях на достижение целей нефтегазовых проектов в значительной мере влияет обоснованный выбор инженерных решений, технологически создающих условия для достижения экономической эффективности, оценка которой основана на прогнозировании генерируемых инвестиционным проектом денежных потоков и расчете чистой приведенной стоимости (NPV), несмотря на его недостатки и некоторые альтернативы [25-30]. Реализация проектов в северных районах России характеризуется следующими особенностями: уникальность месторождений по запасам, долгосрочность, капиталоемкость, тяжелые климатические условия, удаленность от развитой инфраструктуры, заинтересованность государства в максимальном извлечении технологических запасов углеводородов, сложность технической реализации нефтегазового проекта, природоохранные мероприятия, высокие риски на всех стадиях проекта. В этой связи проекты разработки месторождений углеводородов в северных районах являются дорогостоящими, высокорисковыми, требуют уточненной экономической оценки. Для нефтегазовых проектов наиболее существенные недостатки классического метода DCF можно свести к следующим: 1) недооценка стоимости долгосрочных запасов углеводородов, что смещает оценку в сторону ускорения добычи в первые годы [2], и занижение ценности будущих затрат, из-за чего, в частности, приоритет отдается решениям с меньшими капитальными затратами в ущерб долгосрочной эффективности; 2) ориентация на создание избыточных производственных мощностей, что с падением дебитов с течением времени ведет к снижению эффективности разработки месторождения, так как затраты на инженерную подготовку и благоустройство месторождения могут составлять до 35 % общего объема проектных инвестиций [31]; 3) неспособность оценивать типы рисков, учитывающие различные налоговые режимы (в частности, денежные оттоки по роялти в зарубежной практике и налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в российской, которые напрямую зависят от величины притоков, то есть выручки); и связанные с денежными оттоками, прежде всего с капитальными и текущими затратами, что существенно для реальных активов, которыми являются нефтегазовые проекты [32]; 4) применение постоянной ставки дисконтирования на протяжении всей длительности проекта. В серии работ [25, 33-35] была предложена модель Modern Assets Pricing (MAP), основная особенность которой состоит в том, что для вычисления доходной и расходной составляющих денежных потоков используются различные нормы дисконта, или бинарное дисконтирование. Для определения притоков используется коэффициент дисконтирования RDF (risk discount factor), учитывающий ценовые риски, с применением методологии реверсированного дисконтирования; а для расчета оттоков применяется коэффициент дисконтирования TDF (time discount factor), принимающий во внимание безрисковую ставку и темпы инфляции. В работах [36-39] идеи MAP были развиты и апробированы на реальных активах. Целью исследования является разработка методического подхода к экономической оценке инвестиционных проектов по разработке и добыче углеводородного сырья с учетом высокой капиталоемкости, высоких рисков и долгосрочности освоения запасов, которые присущи условиям арктических месторождений. Задачи исследования включают: 1) анализ недостатков модели DCF, которые ограничивают экономическую оценку проектов разработки нефтегазовых месторождений и не позволяют учитывать их специфику; 2) анализ инструментария экономической оценки инвестиционных проектов, дополняющий модель DCF, выявление преимуществ и ограничений этих инструментов; 3) разработка методического подхода к экономической оценке нефтегазовых проектов, который способствует увеличению рентабельно извлекаемых запасов с его апробацией на примере проекта разработки Новопортовского месторождения. Статья включает четыре раздела. В разделе 2 описана концептуальная основа и детально изложен разработанный методический подход. Рассматриваются © Марин Е. А., Пономаренко Т. В., Василенко Н. В., Галевский С. Г., 2022 146