28
МІНЕРАЛЬНІ РЕСУРСИ УКРАЇНИ
УДК 553.042 А. А. ТОЛКУНОВ, начальник геологічного відділу ДГП “Укргеофізика” , слухач НАДУ при Президентові України
УРАХУВАННЯ ГЕОЛОГІЧНОГО РИЗИКУ ПІД ЧАС ДОСЛІДЖЕННЯ ІНВЕСТИЦІЙНОЇ ПРИВАБЛИВОСТІ НАФТОГАЗОПЕРСПЕКТИВНИХ ОБ’ЄКТІВ У статті запропоновано під час проведення геолого-економічної оцінки інвестиційної привабливості нафтогазоперспективних об’єктів використовувати надбавки за ризик до базової ставки дисконтування залежно від ступеня вивченості цих об’єктів і геологічної ймовірності успіху відповідних проектів. The article suggested during geological and economic evaluation of investment oil and gas facilities use risk premiums to the base discount rate depending on the degree of scrutiny of these objects and geological probability of success relevant projects.
У проекті оновленої енергетичної стратегії України до 2030 року [1] викладено прогнози щодо основних галузей паливноенергетичного комплексу України. До 2030 р. планується подвоїти власний видобуток газу, збільшивши обсяг з 20,1 млрд м3 у 2011 р. до 44,4 млрд м3. Згідно з базовим сценарієм, видобуток газу в країні у 2015 р. зросте до 20,9 млрд м3, до 2020– 23,7 млрд м3, до 2025– 29,8 млрд м3. Збільшення власного видобутку прогнозується за рахунок освоєння глибоководної частини шельфу Чорного моря, а також нетрадиційного газу. Зокрема, потенціал щорічного видобутку природного газу на глибоководному шельфі до 2030 р. оцінюється в 7–9 млрд м3 на рік. Згідно з прогнозами планується збільшити видобуток нафти до 2030 р. до 4,5 млн т на рік. При цьому рівень видобутку з традиційних родовищ у 2030 р. може коливатися в межах 2,7–4,5 млн т. Усе це видається можливим лише за умов суттєвого збільшення інвестицій у роботі з © А. А. Толкунов, 2012
освоєння вуглеводневих ресурсів надр акваторій Чорного та Азовського морів. Проте для найуспішнішого залучення інвестицій у нафтогазовидобувну галузь держава має оцінити привабливість власної вуглеводневої ресурсної бази і провести дослідження ризиків і невизначеності відповідних проектів. На наш погляд, категорію інвестиційної привабливості нафтогазоперспективного об’єкта можна визначити як сукупність різних об’єктивних передумов, можливостей і обмежень, що виникають у процесі залучення інвестицій у розвиток нафтогазовидобувної галузі регіону, здатних створити умови для раціонального використання наявних (вуглеводневих, ресурсів фінансових, інформаційних, трудових та інших). На наш погляд, основними чинниками інвестиційної привабливості нафтогазоперспективного об’єкта є результати геолого-економічної оцінки (прогнозні запаси вуглеводнів, ЧДД (чистий дисконтований дохід), ВНР (внутрішня норма рентабельності), обсяги витрат,
термін окупності), виходячи з поточної і прогнозної ринкової кон’юнктури, і характеристика інвестиційного режиму, що визначається механізмами державного регулювання, податковим режимом, організаційноправовим режимом. При цьому геолого-економічні дослідження проводяться з урахуванням геологічних, технологічних, екологічних та економічних ризиків, що є невід’ємною частиною інвестиційних ризиків. У загальному значенні, геологічний ризик при оцінці нафтогазоперспективного об’єкта визначається як імовірність того, що нижче очікуваного рівня можуть видатися реальні запаси або продуктивність [2–4]. Найпоширенішим підходом для оцінки геологічного ризику є такий, що включає оцінки чинників, які є критичними для виявлення запасів вуглеводнів. Зрозуміло, що чим гірше вивчений об’єкт, тим більший ризик отримати хибну оцінку його ресурсного потенціалу. Результат множення базових імовірних чинників, кожний з яких оцінюється незалежно на предмет наявності, і
є ймовірністю виявлення промислових покладів нафти й газу: P = P1·P2·P3·P4, де P1 – імовірність наявності відповідного резервуара; P2 – імовірність наявності нафтової пастки; P3 – ймовірність наявності вуглеводнів; P4 – ймовірність збереження вуглеводнів після їх акумуляції в пасткових умовах [2, 3]. Керівним нормативним документом “Складання початкової і попередньої геолого-економічних оцінок геологорозвідувальних робіт на нафту і газ (методичні вказівки)” [5] передбачено, що геологічний ризик проектних робіт враховується під час визначення ставки дисконтування, за якою визначаються деякі з основних показників ефективності проекту, як, наприклад, чистий дисконтований дохід (NPV). Розрахунок цього показника здійснюється за формулою: ЧДД (ЧПД)=ЧГП-ІВ= =
,
де ЧДД (ЧПД) – сума чистого дисконтованого (приведеного) доходу по інвестиційному проекту; ЧГП – сума чистого грошового потоку за весь період експлуатації інвестиційного проекту; IB – сума інвестиційних витрат на реалізацію інвестиційного проекту; n – номер кроку (рік періоду) розрахунку (n=1, 2... Т); Пn (1+i)n – дисконтований розмір прибутку, отриманого в n-му році; Kn (1+i)n – дисконтований розмір вкладень, здійснених в n-му році. Деякі дослідники вважають доцільним визначати надбавки за геологічний ризик до базової ставки дисконтування з огляду на сту-