Система геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа, в структуре государственного управления недропользованием
, , (СНИИГГиМС), (МПР России)
Необходимость геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений полезных ископаемых и участков недр (далее - ГЭСО) при государственном регулировании отношений недропользования и решении задач развития минерально-сырьевой базы (МСБ) определена положениями ст. 23-1 действующего Закона РФ "О недрах" (далее - Закон). ГЭСО является экономической основой решения таких задач, как определение стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами при подготовке условий конкурсов и аукционов, обоснование направления бюджетных средств на подготовку МСБ, разработка дифференцированной рентной системы налогообложения при добыче полезных ископаемых, обоснование экономической эффективности целевых программ и комплексных инвестиционных проектов развития МСБ, классификация запасов и ресурсов нефти и газа по экономической эффективности.
В то же время, несмотря на высокую актуальность и значимость ГЭСО при решении указанных задач, ее внедрение в практику сдерживается нерешенностью ряда проблем как организационного, так и методического характера.
Методические проблемы: отсутствует официально утвержденная методическая база ГЭСО. В ст. 23-1 Закона определяется необходимость разработки методик ГЭСО участков недр и месторождений по видам полезных ископаемых и их утверждения федеральным органом управления государственным фондом недр. Разработка проектов таких методик ведется специалистами ведущих отраслевых институтов под руководством МПР России уже на протяжении ряда лет, однако на настоящий момент ни один из них пока официально не утвержден.
Организационные проблемы: отсутствует система организации ГЭСО, включая механизм ее внедрения в существующую структуру управления фондом недр; нет официально утвержденных нормативных документов, регламентирующих организационные вопросы проведения ГЭСО и использования ее результатов при решении конкретных задач.
Программно-информационные проблемы: отсутствуют официально рекомендованные программные средства для проведения расчетов ГЭСО и необходимое информационное обеспечение.
Решение этих проблем требует комплексного подхода. Должна быть создана система ГЭСО для целей государственного регулирования недропользования, включающая необходимое нормативно-методическое, информационное и программное обеспечение, а также организационный механизм проведения оценки и использования ее результатов.
В настоящей работе представлена общая система ГЭСО месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа, рассмотрена структура данной системы, приведены основные положения разрабатываемых методических документов* как общего, так и целевого назначения и вопросы их внедрения в практику управления недропользованием.
* До настоящего времени в разработке методических документов принимали участие, кроме авторов настоящей статьи, (ВНИИгаз), (ВНИГНИ), (ГАНГ им. ), (ВСЕГЕИ), (МПР России), (СНИИГГиМС), (ВНИГРИ). (ВНИИгаз).
Структура системы ГЭСО месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа (рис. 1), включает 5 основных подсистем:
1. Нормативное обеспечение ГЭСО. В настоящее время нормативное регулирование в данной сфере осуществляется только положениями ст. 23.1 Закона. Документы, регламентирующие правовые основания и процедурные вопросы проведения ГЭСО, еще предстоит разработать. Пока предложены только общие организационные схемы внедрения оценки в практику (см. п. 5).
2. Методическое обеспечение ГЭСО. Работа по созданию методического обеспечения ГЭСО месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа, ведется в направлении разработки двух групп документов.
Рис. 1. Структура системы ГЭСО месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа
Первая группа включает инструктивно-методические документы, являющиеся основой решения широкого круга задач управления государственным фондом недр:
"Методика геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов" (далее - Методика). Устанавливает основные принципы, последовательность проведения и содержание ГЭСО. По мере необходимости адаптации Методики к особенностям решения других задач пакет документов по ГЭСО будет дополняться соответствующими методическими рекомендациями;
"Инструкция по применению Методики геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и горючих газов" (далее - Инструкция). Разъясняет порядок проведения расчетов по ГЭСО, конкретизирует отдельные положения Методики, включая алгоритмы расчета показателей оценки, и разрабатывается в целях обеспечения единообразного применения положений Методики.
Вторая группа включает методические документы, направленные на решение конкретных задач государственного управления в области нефтегазового недропользования с использованием ГЭСО, которые основываются на положениях Методики и Инструкции и содержат положения и алгоритмы, являющиеся основой решения конкретных задач.
В последние годы значительно активизировался процесс лицензирования недр. В то же время анализ результатов аукционных торгов на предоставление прав пользования нефтегазовыми участками недр, проведенных в 2004-2006 гг., свидетельствует, что существующая система аукционного ценообразования является неэффективной и требует совершенствования. В первую очередь это касается установления стартовых (минимальных) размеров разовых платежей за пользование недрами (бонусов). В связи с этим возрастает актуальность разработки и принятия руководящего документа по их определению. Другой актуальной задачей, также требующей соответствующего методического руководства, является обоснование эффективности расходования средств государственного бюджета на воспроизводство МСБ нефтегазодобычи. Решение обеих задач основывается на методическом аппарате ГЭСО. Первоочередными документами этой группы являются:
"Методические рекомендации по определению стартовых размеров разовых платежей за пользование участками недр, содержащими запасы и ресурсы нефти и газа" (далее -Методические рекомендации-1);
"Методические рекомендации по обоснованию эффективности расходования средств государственного бюджета на воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтегазодобычи" (далее - Методические реко-мендации-2).
3. Программное обеспечение ГЭСО (программный комплекс "Стоимостная оценка"), реализующее положения указанных выше методических документов и рекомендованное для проведения ГЭСО в целях, предусмотренных этими документами.
4. Информационное обеспечение ГЭСО, включающее создание и ведение информационных баз данных по исходным геолого-промысловым и экономическим параметрам разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений, используемым для проведения расчетов и результирующим показатели ГЭСО, официально утверждаемых и обновляемых на регулярной основе.
5. Организационное обеспечение ГЭСО, включающее разработку организационных схем, процедуры проведения ГЭСО при решении конкретных задач (на какой методической основе проводится ГЭСО, кто ее организует и проводит, кто готовит, утверждает и пересматривает исходную информацию, какие программные средства используются и т. п.).
На рис. 2 представлена общая схема организации ГЭСО в системе МПР России. В соответствии с этой схемой разработка и утверждение перечисленных выше методических документов, подготовка необходимой информационной базы, разработка программного комплекса для проведения расчетов выполняются под руководством МПР России. Федеральное агентство по недропользованию (Роснедра) назначает Исполнителя стоимостной оценки, который проводит ее на базе Методики, Инструкции и целевых Методических рекомендаций. Отчет по стоимостной оценке утверждается Роснедра и используется им при принятии управленческих решений.
Рис. 2. Организационная схема системы ГЭСО месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа
В схеме представлены два возможных варианта организации выполнения стоимостной оценки: в системе Роснедра и силами подрядных организаций (оценочных компаний).
Одним из достоинств первого варианта является возможность выполнять оценку оперативно и на постоянной основе, осуществлять последующий мониторинг. Достоинством второго варианта является то, что стоимость, определенная оценщиком, деятельность которого регулируется федеральным законодательством, имеет доказательное значение и может быть оспорена только в суде. Это придает оценке определенную надежность и неоспоримость в рамках административных взаимодействий.
Целесообразно сочетание обоих вариантов, когда стоимостная оценка мелких и средних месторождений и участков недр выполняется подразделениями Роснедра или его территориальных органов, а для стоимостной оценки крупных и уникальных месторождений и участков недр привлекаются оценочные компании. Такой порядок предусмотрен, в частности, при определении стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами.
Рассмотрим основные положения Методики [1-4] и целевых Методических рекомендаций.
В соответствии с Методикой ГЭСО проводится с целью государственного регулирования отношений недропользования и решения задач развития МСБ, обеспечения рационального и эффективного использования сырьевого потенциала страны в целом и регионов.
В Методике определяются: цель, объекты, подходы и методы оценки, требования к проведению оценки, последовательность ее проведения, содержание отчета по оценке.
В качестве объектов ГЭСО выступают участки недр, месторождения, залежи, содержащие запасы и ресурсы нефти и газа.
ГЭСО - комплексное исследование объекта оценки, содержащее обоснование геологических, технологических, экологических, экономических и других показателей объекта оценки, характеризующих этапы его изучения и освоения, которое осуществляется с учетом количества и качества полезных ископаемых, условий их залегания, транспортной и иной инфраструктуры, условий добычи, изменения цен, условий реализации, налогообложения и других наиболее значимых факторов.
Стоимостная оценка объекта - процесс определения его стоимости. При определении стоимости объекта оценки, как правило, используется доходный подход, реализуемый для обоснования направления бюджетных средств на подготовку МСБ нефтегазодобычи, классификации запасов и ресурсов нефти и газа по экономической значимости, разработки дифференцированной рентной системы налогообложения при добыче нефти и газа, обоснования экономической эффективности целевых программ и комплексных инвестиционных проектов развития МСБ. При определении стоимости объектов с целью установления стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами при подготовке условий конкурсов и аукционов могут использоваться и доходный, и сравнительный подходы.
При доходном подходе в качестве основного метода для определения стоимости объекта оценки используется метод дисконтированных денежных потоков, в соответствии с которым измерителем прогнозируемых доходов от эксплуатации объекта выступают денежные потоки, включающие все связанные с эксплуатацией объекта поступления и расходы за расчетный период.
Количественным показателем стоимостной оценки при доходном подходе является значение чистого дисконтированного дохода (ЧДД), который может быть получен в результате эксплуатации объекта оценки.
В целом при проведении ГЭСО учитываются все основные факторы, оказывающие влияние на ее результаты: геолого-технологические параметры объектов, экономико-географические параметры территории, условия рынка, недропользования и налогообложения, степень изученности объектов и соответствующие ей стадии их освоения, неопределенность геолого-технологических параметров объектов и их уточнение в процессе разведки и разработки, а также возможность изменения законодательства или конъюнктуры цен на рынке углеводородного сырья.
Расчетный период должен охватывать все этапы изучения и освоения объекта оценки, включая процесс ликвидации. Результирующие показатели ГЭСО определяются за рентабельный срок эксплуатации объекта оценки (период времени от начала расчетного периода до момента, начиная с которого текущий чистый доход принимает только отрицательные значения). В качестве шага расчета в пределах расчетного периода целесообразно принять один год. При проведении оценки рекомендуется применение коммерческой нормы дисконта с учетом риска. В большинстве случаев экономические расчеты проводятся в текущих ценах (без учета инфляции).
Последовательность проведения ГЭСО включает следующие этапы:
- прогноз показателей процесса подготовки запасов промышленных категорий; прогноз технологических показателей добычи нефти и газа; прогноз капитальных и текущих расходов на подготовку запасов, добычу и транспортировку нефти и газа, ликвидацию промысла и рекультивацию земель; прогноз стоимости объектов (ЧДД).
Необходимой частью ГЭСО является анализ рисков при освоении объектов. Риски обусловлены главным образом неопределенностью геолого-промысловых параметров объектов (исходные оценки величины запасов и ресурсов, начальные дебиты нефтяных скважин, состав нефти, коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяющие дебиты газовых скважин, и т. д.) и экономических параметров их освоения (цены на продукцию, удельные затраты, условия налогообложения и др.).
Одним из способов учета фактора риска является увеличение без рисковой ставки дисконтирования путем введения поправки за риск, значение которой определяется экспертно и зависит от степени изученности объекта, сложности его геологического строения, освоенности региона, стабильности рыночной ситуации и др. При оценке слабоизученных объектов (участков недр, площадей) с перспективными и прогнозными ресурсами категорий С3 и Д1 для учета риска используется вероятностный подход. Для таких объектов рекомендуется определять показатель ожидаемой стоимости запасов (EMV), прогнозируемой по результатам будущих геолого-разведочных работ (ГРР) с учетом вероятности их успеха и затрат на проведение.
При сравнительном подходе стоимость объекта оценки определяется на основании разовых платежей за пользование недрами по уже утвержденным результатам аукционов (конкурсов) на право пользования объектами, выбранными в качестве аналогов объекта оценки, после внесения к этим платежам поправок, компенсирующих отличия между сравниваемыми объектами. Детально процедура проведения стоимостной оценки с использованием сравнительного подхода с целью установления стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами при подготовке условий конкурсов и аукционов регламентируется вышеупомянутыми целевыми Методическими рекомендациям.
Методические рекомендации-1 определяют принципы расчета стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами при подготовке условий проведения аукционов (конкурсов) на право пользования участками недр, содержащими запасы и ресурсы нефти и газа (далее - стартовых размеров разовых платежей) и предназначены для использования Роснедра, его территориальными органами и подведомственными организациями.
В соответствии со ст. 40 Закона стартовым размером разового платежа является его значение, установленное в качестве минимального условиями проведения аукциона (конкурса) на право пользования участком недр, содержащим запасы и ресурсы нефти и газа.
Стартовый размер разового платежа определяется по каждому участку недр, по которому организуется и проводится аукцион (конкурс), на основе оценки стоимости участка недр с учетом положений ст. 40 Закона.
Оценка стоимости участков недр для определения стартового размера разового платежа проводится в соответствии с Методикой и Инструкцией по ее применению.
Для определения размера разового платежа при подготовке условий проведения аукционов (конкурсов) на право пользования участками недр выполняются расчеты:
- стартового размера разового платежа в соответствии со ст. 40 Закона; стартового размера разового платежа с использованием сравнительного подхода к оценке стоимости участка недр; стартового размера разового платежа с использованием доходного подхода к оценке стоимости участка недр.
На этой основе определяется итоговый размер стартового разового платежа.
В соответствии со ст. 40 Закона стартовый размер разового платежа устанавливается в размере не менее 10 % суммы налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в расчете на среднегодовую проектную мощность добывающей организации.
Стартовый размер разового платежа с использованием сравнительного и доходного подходов к оценке стоимости участка недр определяется по следующей формуле:
РПстарт = С*Кст,
где, РПстарт - стартовый размер разового платежа, тыс. р.; С - стоимость участка недр, тыс. р.; Кст - поправочный коэффициент к стоимости участка недр, доли ед.
Значение поправочного коэффициента к стоимости участка недр устанавливается Роснедра на текущий год и подлежит ежегодному пересмотру*.
* Целесообразно установление разных значений поправочного коэффициента для участков с запасами и участков с ресурсами нефти и газа. Так, для участков с запасами рекомендуемое значение поправочного коэффициента составляет 0,85, для участков с ресурсами - 0,5.
При сравнительном подходе к оценке стоимости участка недр используются утвержденные результаты аукционов (конкурсов) на право пользования недрами, при этом период с момента проведения этих аукционов (конкурсов) до даты осуществления стоимостной оценки должен составлять не более 2 лет. Стоимость участка недр определяется по следующей формуле:
С = Cуд * ИЗсум,
где, Суд - удельная стоимость участка недр, р/т (р/тыс. м3); ИЗсум - суммарные извлекаемые запасы и ресурсы нефти (газа) участка недр, тыс. т (млн м3).
Удельная стоимость участка недр определяется на основании уравнения множественной линейной регрессии, значения коэффициентов которого рассчитываются на основании статистической обработки данных по участкам недр, выбранным в качестве аналогов, в соответствии с результатами аукционов (конкурсов) на право пользования недрами, и утверждаются в установленном порядке на текущий год.
В случае если в результате расчетов не удается получить значимые статистические характеристики уравнения регрессии или отсутствует репрезентативная выборка аналогов оцениваемого участка недр, сравнительный подход для определения итогового стартового размера разового платежа за пользование недрами не используется.
При использовании доходного подхода стоимость участка недр (С), выставляемого на аукцион (конкурс), определяется по результатам ГЭСО как ЧДД недропользователя при коммерческой норме дисконта с учетом риска по следующей формуле:
где, Е - норма дисконта, доли ед.; t - индекс текущего года; tо - момент приведения денежных потоков; Т - продолжительность расчетного периода; ЧД - чистый доход (сальдо денежного потока), тыс. р.
Выбор подхода к определению стартового размера разового платежа осуществляется в соответствии со следующими показателями (рис. 3):
- величина извлекаемых запасов и ресурсов нефти и геологических запасов и ресурсов газа участков недр (крупность участка недр); представительность статистической выборки показателей по проведенным аукционам (конкурсам) на право пользования недрами, необходимой для использования сравнительного подхода к стоимостной оценке участков недр.
Рис. 3. Порядок определения стартового размера разового платежа (бонуса) по участкам недр, содержащим запасы и ресурсы нефти и газа, выставленным на аукцион
Итоговый стартовый размер разового платежа в соответствии с выбранным подходом определяется:
- для малых и средних участков недр (месторождений) при отсутствии необходимой статистики по проведенным аукционам для применения сравнительного подхода в размере 10 % суммы НДПИ; при наличии необходимой статистики по проведенным аукционам для применения сравнительного подхода - на основе расчетов с использованием сравнительного подхода, но не менее 10 % суммы НДПИ; для крупных и уникальных участков недр (месторождений) - путем выбора наименьшего из стартовых размеров разового платежа, рассчитанных с использованием сравнительного и доходного подходов, но не менее 10 % суммы НДПИ.
Методические рекомендации-2 определяют принципы оценки эффективности ГРР на нефть и газ, финансируемых за счет средств государственного бюджета, и предназначены для использования МПР России, Роснедра, его территориальными органами и подведомственными организациями.
В соответствии с этими Методическими рекомендациями обоснование эффективности проведения ГРР за счет средств государственного бюджета осуществляется на основе ГЭСО месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа, с использованием доходного подхода.
При этом в качестве объектов ГЭСО рассматриваются участки нераспределенного фонда недр, на которых планируются или выполняются ГРР за счет средств государственного бюджета, и ГЭСО проводится в соответствии с Методикой и Инструкцией по ее применению. При проведении оценки учитываются все необходимые этапы процесса изучения и освоения участка недр - выявление и подготовка структур, поисковое и разведочное бурение, добыча, транспортировка и реализация добываемого сырья.
В качестве показателей эффективности финансирования ГРР из государственного бюджета рассматриваются прирост стоимости участка недр и прирост потенциального ЧДД бюджета в результате выполнения ГРР. Финансирование ГРР на участке недр из государственного бюджета эффективно, если по результатам ГРР прогнозируется прирост стоимости участка и прирост ЧДД бюджета.
В качестве результатов ГРР на участке недр, обеспечивающих повышение его стоимости и инвестиционной привлекательности, а также потенциальных доходов государства от лицензирования и последующего освоения участка, рассматриваются:
- изменение структуры запасов и ресурсов нефти и газа вследствие перехода ресурсов (или их части) в более высокие категории; снижение затрат на проведение ГРР при дальнейшем изучении участка; уменьшение геологических рисков.
Расчеты по обоснованию эффективности проведения ГРР за счет средств государственного бюджета выполняются в следующей последовательности (рис. 4).
Рис. 4. Схема обоснования эффективности проведения ГРР за счет средств государственного бюджета
На первом этапе проводится ГЭСО участка недр без учета выполнения ГРР за счет средств государственного бюджета. Прогноз видов и объемов ГРР в натуральном и стоимостном выражении, которые должен выполнить недропользователь для подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий на участке, осуществляется исходя из существующей до выполнения ГРР степени изученности участка.
На втором этапе проводится ГЭСО участка недр с учетом выполнения ГРР за счет средств государственного бюджета. Прогноз видов и объемов ГРР в натуральном и стоимостном выражении, которые должен выполнить недропользователь для подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий на участке, осуществляется с учетом того, что часть ГРР уже выполнена за счет бюджетных средств.
На каждом из этих этапов определяются следующие показатели:
- стоимость участка недр (ЧДД недропользователя, который может быть получен в результате эксплуатации участка недр); ЧДД бюджета, который может быть получен в результате эксплуатации участка недр.
На третьем этапе на основе этих показателей определяются прирост стоимости участка недр и прирост ЧДД бюджета в результате выполнения ГРР за счет средств государственного бюджета.
Для расчета ЧДД бюджета прогнозируются денежные потоки бюджетных средств. В качестве "притоков" рассматриваются поступления в государственный бюджет налогов и платежей в результате изучения и освоения участка недр, а также разовых платежей за пользование недрами, полученных в процессе лицензирования участка недр. В качестве "оттоков" учитываются расходы государственного бюджета на проведение ГРР на участке недр.
Расходы государственного бюджета на ГРР принимаются в размере фактически выполненных объемов работ в стоимостном выражении, а при планировании ГРР определяются на основе фактической стоимости единицы аналогичных видов работ в соответствующем регионе в текущем году.
Дисконтирование денежных потоков при определении ЧДД недропользователя и бюджета проводится с использованием коммерческой ставки дисконтирования с учетом риска, которая определяется как сумма значений базовой ставки дисконтирования и надбавки за риск. Базовая, свободная от риска, ставка принимается в размере 10 %. Значение надбавки за риск к ставке дисконтирования, зависящее от степени изученности объекта, сложности его геологического строения, освоенности региона, стабильности рыночной ситуации и пр., определяется в соответствии с Инструкцией.
Прирост ЧДД бюджета в результате ГРР определяется по следующей формуле:
ΔЧДДбюдж = (ДДбюдж после грр — ДДбюдж до ггр)+(РПпосле грр — РПдо грр) — Збюдж грр,
где, ДДбюдж до грр - дисконтированный доход бюджета до проведения ГРР, р.; ДДбюдж после ГРР - дисконтированный доход бюджета после проведения ГРР, р.; РПдо грр - расчетный стартовый размер разового платежа до проведения ГРР, р.; РПпосле грр - расчетный стартовый размер разового платежа после проведения ГРР, р.; Збюдж грр - дисконтированные затраты бюджета на ГРР, р.
Определяется также удельный прирост чистого дисконтированногодохода бюджета в результате ГРР в расчете на 1 р. затрат:
ΔЧДДбюдж уд. = ΔЧДДбюдж / Збюдж грр.
Стартовый размер разового платежа в формуле прироста ЧДД бюджета определяется на основе оценки стоимости участка недр с использованием доходного подхода с учетом понижающего поправочного коэффициента Кст.
Программное обеспечение ГЭСО. Для проведения расчетов по ГЭСО месторождений и участков недр, содержащих запасы и ресурсы нефти и газа, обеспечения надежности и достоверности ее результатов необходим соответствующий инструмент - программное обеспечение, реализующее положения и алгоритмы Методики и целевых Методических рекомендаций и позволяющее проводить расчеты оперативно и на постоянной основе.
Одним из таких инструментов является разрабатываемый в СНИИГГиМС с участием авторов статьи программный комплекс (ПК) "Стоимостная оценка". На данный ПК опираются проекты Инструкции и целевых Методических рекомендаций при описании порядка проведения расчетов.
В структуре ПК "Стоимостная оценка" (рис. 5) следует выделить следующие основные части:
- информационные модели объектов оценки; базы данных и средства управления ими; количественные модели для расчета прогнозных показателей ГРР, технологических показателей разработки, показателей затрат, стоимости объектов оценки; функциональные модули, обеспечивающие работу системы.
Рис. 5. Структурная схема ПК "Стоимостная оценка"
В составе ПК "Стоимостная оценка" имеется также специальный модуль для обоснования управленческих решений в области недропользования, касающихся установления стартовых размеров разовых платежей за пользование недрами при подготовке условий аукционов (конкурсов), финансирования воспроизводства МСБ за счет бюджетных средств.
Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов по экономической эффективности. Одной из задач в области государственного регулирования, при решении которой используется стоимостная оценка, является классификация запасов и ресурсов полезных ископаемых по экономической значимости. По поручению МПР России были разработаны новая "Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" (вводится в действие с 01.01.2009 г.) и "Инструкция по ее применению"* [5, 6]. Помимо прежнего выделения категорий запасов и ресурсов по геологической изученности, в новой Классификации применяются принципы деления на категории и группы по промышленной освоенности и экономической эффективности, что соответствует мировой практике (классификации SPE/WРС/ААРG, SЕС, LSЕ, UNFC и др.). При этом основой для отнесения оцениваемого объекта к одной из выделенных групп являются такие результирующие показатели стоимостной оценки запасов и ресурсов углеводородного сырья, как ЧДД и ожидаемая стоимость запасов. Определение этих показателей для целей классификации базируется на положениях проектов Методики и Инструкции по ее применению.
* В работе над Классификацией и Инструкцией принимали участие (руководитель авторского коллектива), (СНИИГГиМС), (РГУ нефти и газа им. ), ВНИГНИ), (ФГУ ГКЗ), (Нефтегазконсалт), (ВНИИгаз), (Роснефть), , (ФГУ ГКЗ), (ВНИГНИ), (ВНИГРИ), ("Миллер Анд Ленц, Лтд"), (ВНИИнефть), (ФГУ ГКЗ). Редакционная коллегия: (МПР России), (МПР России), (Роснедра), (Роснедра), (Минпромэнерго России), (ФГУ ГКЗ).
***
Внедрение системы ГЭСО целесообразно осуществлять в следующей последовательности. На первом этапе утверждаются Методика и Инструкция по ее применению, являющиеся методической основой решения широкого круга задач в области государственного регулирования недропользования. На втором этапе принимаются Методические рекомендации, специализированные по целевому назначению оценки, утверждаются организационные схемы проведения оценки при решении конкретных задач, а также программные средства и информационное обеспечение.
Литература
1. Герт стоимостной оценки ресурсов и запасовнефти в управленческих решениях // Процесс принятия управленческих решений на основе экономического анализа работ по поискам и разведке нефти и газа. - М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - С. 164-179.
2. Ампилов оценка недр. - М.: Геоинформмарк, 2003.
3. Ампилов геология / , . - М: Геоинформмарк, 2006.
4. Герт оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья /, , // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2006. - № 2. - С. 54-60.
5. Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов // Утверждена приказом МПР России .
6. Новая классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Интервью с // Нефтегазовая вертикаль. - 2003. - № 16. - С. 18-21.
