Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационный инструментарий управления инвестиционными программами в крупной нефтяной компании. Монография
.pdf
Показатель
Rank&
Cut
разд.
Rank&
Cut
общ.
LINDO
IM
Текущ.
Количество проектов
-24,9%
0,0%
0,4%
-10,0%
Добыча нефти на текущий год
-5,6%
1,1%
-0,8%
1,9%
Добыча нефти на срок эффекта
-9,5%
-0,6%
-0,9%
-8,5%
Добыча жидкости на текущий год
2,5%
3,9%
-0,4%
5,9%
Добыча жидкости на срок эффекта
8,7%
0,3%
-1,0%
-2,0%
Средний дебит
19,2%
-0,6%
-0,6%
12,8%
ИДДЗ
-5,2%
-0,3%
-1,5%
-0,2%
Инвестиции всего
-0,2%
-0,1%
-0,7%
-5,1%
ЧДД
-19,6%
-0,2%
-0,3%
-10,3%
Эффективность инвестиций на 1
год
-5,7%
1,5%
0,6%
7,7%
Эффективность инвестиций на
срок эффекта
-10,0%
-0,5%
-0,2%
-3,4%
Условно-переменные затраты на
добычу 1 т
2,8%
0,3%
0,9%
0,0%
Таблица 3.8
Отклонения технико-экономических показателей вариантов порт-
фелей инвестиционных проектов НГДУ «Альметьевнефть»
от портфеля IM
срок эфф.
Примечание – Разработано авторами.
Данные значения являются наилучшими, по сравнению со значениями портфеля инвестиционных проектов, сформированного с
применением метода LINDO и Rank&Cut. В п. 3.2 будут рассмотрены
результаты апробации предложенного в п. 3.1. инновационного инструментария управления инвестиционной программой на основе методов имитационного моделирования.
3.2. Результаты внедрения инновационного инструментария
в процесс управления инвестиционной программой
Разработанный авторами в п. 3.1. инновационный инструментарий управления инвестиционными программами в нефтяной компании
и модель его реализации на основе программного комплекса были
в ПАО «Татнефть»
101
апробированы на базе девяти структурных подразделений ПАО «Татнефть»: за основу был взят заявленный инвестиционный портфель геолого-технических мероприятий компании 2013 г. В состав девяти
структурных подразделений ПАО «Татнефть» – нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) вошли следующие: «Азнакаевскнефть»
(«АзН»), «Альметьевнефть» («АН»), «Бавлынефть» («БН»), «Джалильнефть» («ДН»), «Елховнефть» («ЕН»), «Лениногорскнефть»
(«ЛН»), «Нурлатнефть» («НН»), «Прикамнефть» («ПН») и «Ямашнефть» («ЯН»).
Основу инновационного инструментария управления инвестиционными программами в нефтяной компании составили методы имитационного моделирования под следующие технико-экономические
условия:
– максимизация индекса доходности дисконтированных затрат
(ИДДЗ);
– максимизация чистого дисконтированного дохода (ЧДД);
– обеспечение плана добычи нефти на уровне не менее 25350
тыс. т, рекомендованного геологической службой компании (без
сверхвязких нефтей);
– ограничение по выделенным инвестициям не более 14,6 млрд
руб.
Всего заявлено 5442 проекта, в том числе 5204 ГТМ и 238 проектов базового бизнеса (см. табл. 3.9). Оба типа проектов участвуют в
формировании портфеля на равных основаниях: в случае неудовлетворения условиям оптимизации объекта базового бизнеса, финансирование принадлежащих к данному объекту инвестиционных проектов аннулируется.
Заявленный в рамках инвестиционной программы пакет проектов ГТМ характеризуется 5204 скважинами, объемом добычи нефти в
размере 2302 тыс. т, объемом добычи нефти на срок эффекта в размере
27883 тыс. т и необходимым объемом инвестиций в размере 17268 млн
руб. (табл. 3.10).
Как видно из табл. 3.11 и 3.12, наибольший объем инвестиций
требовался по таким ГТМ как бурение – 8362,3 млн руб. или 48% от
общей суммы инвестиций, КРС – 2835 млн руб. или 16% и МУН –
1844,6 млн руб. или 11% в общей сумме инвестиций. Заявленный в
рамках инвестиционной программы пакет проектов ГТМ в разрезе
102
Тип проектов
Кол-во
проектов
Добыча
нефти,
тыс. т
Добыча нефти
на срок эффек-
та, тыс. т
Инвестиции,
тыс. руб.
Проекты ГТМ
5 204
2 302
27 883
17 268 601
Объекты (проекты
базового бизнеса)
238
23 208
319 593
0
Всего по заявленной инвестиционной программе
5 442
25 510
347 476
17 268 601
Направление
инвестиций
Кол-во
скважин
Добыча
нефти
Добыча нефти
на срок эффекта
Объем инвести-
ций
шт.
уд.
вес,
%
тыс. т
уд.
вес, %
тыс. т
уд.
вес, %
тыс. руб.
уд.
вес, %
Бурение
326 6 336
15
9 459
34
8 362 303
48
ВДС
94 2 59 3 1 394
5
356 821
2
ВНС
181 3 77 3 2 017
7
751 005
4
ГРП
314 6 202 9 2 153
8
1 092 698
6
Зарезка
96 2 68 3 2 133
8
1 407 106
8
КРС
1 943
37
593
26
7 468
27
2 835 011
16
Ликвидация
65 1 - - - - 169 760
1
МУН
1 888
36
830
36
2 374
9
1 844 611
11
ОРЭиЗ
297 6 138 6 884
3
449 287
3
Итого
5 204
100
2 302
100
27 883
100
17 268 601
100
НГДУ характеризуется наибольшей суммой требуемых инвестиций по
НГДУ «АзН», «АН», «ДН», «ЛН» (табл. 3.12).
Таблица 3.9
Показатели, характеризующие заявленную инвестиционную
программу по компании в целом
Примечание – Разработано авторами.
Показатели, характеризующие заявленную инвестиционную
программу в целом по компании по направлениям
инвестирования
Таблица 3.10
Примечание – Разработан авторами.
103
Направление
инвестиций
Заявлено
Кол-во
скважин, %
Добыча
нефти, %
Добыча нефти на
срок эффекта, %
Инвестиции,
%
Бурение 6 15
34
48
ВДС 2 3 5 2
ВНС 3 3 7 4
ГРП 6 9 8 6
Зарезка 2 3 8 8
КРС
37
26
27
16
Ликвидация
1 - -
1
МУН
36
36 9 11
ОРЭиЗ 6 6 3 3
Итого
100
100
100
100
НГДУ
Кол-во
скважин
Добыча
нефти
Добыча нефти
на срок эффекта
Объем
инвестиций
шт.
уд.
вес, %
тыс.т
уд.
вес, %
тыс. т
уд.
вес, %
тыс. руб.
уд.
вес, %
«АзН»
783
15
328
14
4 869
17
2 823 189
16
«АН»
901
17
412
18
4 238
15
2 743 493
16
«БН»
354 7 185 8 1 590
6
1 172 566
7
«ДН»
927
18
464
20
5 276
19
2 906 119
17
«ЕН»
643
12
231
10
3 570
13
1 628 530
9
«ЛН»
724
14
270
12
4 033
14
2 731 491
16
«НН»
303 6 165 7 1 824
7
1 614 482
9
«ПН»
303 6 134 6 1 340 5 935 466
5
«ЯН»
266 5 114 5 1 143 4 713 266
4
Итого:
5 204
100
2 302
100
27 883
100
17 268 601
100
Таблица 3.11
Характеристика заявленных проектов ГТМ по направлениям
инвестирования, %
Примечание – Разработано авторами.
Таблица 3.12
Характеристика заявленных проектов ГТМ в разрезе НГДУ
Примечание – Разработано авторами.
104
Направление
инвестиций
Кол-во
скважин
Добыча
нефти, тыс. т
Добыча нефти на
срок эффекта, тыс. т
Инвестиции,
тыс. руб.
по направлениям инвестирования
Бурение
310
310
8 266
8 002 363
ВДС
93
54
1 355
349 207
ВНС
164
64
1 826
629 675
ГРП
314
191
2 026
1 092 698
Зарезка
65
47
1 391
1 000 594
КРС
1 326
361
4 601
1 924 026
Ликвидация
66
-
-
172 700
МУН
1 671
716
1 754
1 117 369
ОРЭиЗ
244
107
683
303 499
Итого:
4 253
1 850
21 902
14 592 131
по НГДУ
«АзН»
761
303
4 114
2 632 157
«АН»
760
370
3 672
2 671 929
«БН»
343
156
1 353
952 135
«ДН»
690
333
3 768
2 332 653
«ЕН»
377
161
2 381
1 189 621
«ЛН»
632
213
3 100
2 138 209
«НН»
249
132
1 557
1 426 797
«ПН»
266
111
1 122
741 038
«ЯН»
175
72
837
507 592
Итого:
4 253
1 850
21 902
14 592 131
В результате формирования инвестиционной программы с использованием инновационного инструментария управления инвестиционными программами из заявленных 5204 скважин под ГТМ 4805
скважин удовлетворили условиям оптимизации, что на 552 скважины
больше, чем при оптимизации по действующей в настоящее время в
компании схеме (4253 скважины) – табл. 3.13-3.14.
Таблица 3.13
Показатели инвестиционной программы,
сформированной в соответствии с действующим подходом
Примечание – Разработано авторами.
В табл. 3.15-3.16 представлены отклонения показателей инвестиционной программы и их удельных весов, сформированной с использованием инновационного инструментария относительно действующей схемы.
105
Направление
инвестиций
Кол-во
скважин
Добыча
нефти, тыс. т
Добыча нефти на
срок эффекта, тыс. т
Инвестиции,
тыс. руб.
по направлениям инвестирования
Бурение
266
294
7 652
6 719 815
ВДС
76
47
1 112
283 574
ВНС
149
61
1 645
608 272
ГРП
311
202
2 130
1 081 725
Зарезка
69
60
1 478
992 483
КРС
1 888
589
7 199
2 741 347
Ликвидация
65 - -
169 760
МУН
1 752
807
2 196
1 691 285
ОРЭиЗ
229
99
707
339 209
Итого:
4 805
2 157
24 119
14 627 470
по НГДУ
«АзН»
706
328
4 369
2 439 439
«АН»
861
383
3 830
2 448 157
«БН»
268
132
848
660 409
«ДН»
845
406
4 262
2 321 460
«ЕН»
614
231
3 294
1 376 788
«ЛН»
655
266
3 319
2 229 651
«НН»
296
165
1 765
1 550 966
«ПН»
302
134
1 339
934 580
«ЯН»
258
114
1 093
666 020
Итого:
4 805
2 157
24 119
14 627 470
Таблица 3.14
Характеристика инвестиционной программы, сформированной
с использованием инновационного инструментария
Примечание – Разработано авторами.
Объем добычи нефти по инвестиционной программе, сформированной в соответствии с действующим механизмом, больше на 308
тыс. т по сравнению с инвестиционной программой, сформированной с
использованием инновационного инструментария управления инвестиционными программами, максимально приближаясь, таким образом, к заявленному объему добычи (2302 тыс. т).
106
Направление
инвестиций
Кол-во
скважин
Добыча
нефти, тыс. т
Добыча нефти на
срок эффекта, тыс. т
Инвестиции,
тыс. руб.
Бурение
-44
-16
-614
-1 282 548
ВДС
-17
-7
-243
-65 633
ВНС
-15
-3
-182
-21 403
ГРП
-3
11
104
-10 973
Зарезка 4 13
87
-8 111
КРС
562
227
2 598
817 321
Ликвидация
-1 - -
-2 940
МУН
81
91
442
573 916
ОРЭиЗ
-15
-8
24
35 710
Итого:
552
308
2 218
35 337
Направление
инвестиций
Кол-во
скважин
Добыча
нефти
Добыча нефти на
срок эффекта
Инвестиции
Бурение
-2
-3
-6
-9
ВДС
-1
-1
-2
0
ВНС
-1
-1
-2
0
ГРП
-1
-1 0 0
Зарезка 0 0 0 0
КРС 8 8 9 6
Ликвидация
0 - -
0
МУН
-3
-1 1 4
ОРЭиЗ
-1
-1 0 0
по НГДУ
«АзН»
-3
-1
-1
-1
«АН» 0 -2
-1
-2
«БН»
-2
-2
-3
-2
«ДН» 1 1 0 0
«ЕН» 4 2 3 1
«ЛН»
-1 1 0
1
«НН» 0 0 0 1
«ПН» 0 0 0 1
«ЯН» 1 1 1 1
Таблица 3.15
Отклонение показателей инвестиционной программы
Примечание – Разработано авторами.
Таблица 3.16
Отклонения удельных весов показателей инвест. программы, %
Примечание – Разработано авторами.
107
Добыча нефти на срок эффекта по инвестиционной программе,
сформированной с использованием инновационного инструментария
управления инвестиционными программами, на 2218 тыс. т больше
относительно действующей схемы.
Из табл. 3.15 также видно, что «переток» инвестиций составил
1392 млн руб. или 10%, а именно: из бурения – 1282,5 млн руб. (9%),
суммарно ВДС, ВНС, ГРП, ликвидации и зарезки – в размере 109 млн
руб. (1%), в КРС – 817,3 млн руб. (6%) и МУН – 573,9 млн руб. (4%).
Сравнительный анализ структуры портфеля, сформированного
использованием инновационного инструментария управления инвестиционными программами и по действующей схеме показывает следующее (табл. 3.16): в разрезе направлений инвестиций число проектов увеличилось по КРС – на 8%, снизилось по МУН – на 3%, бурению
– на 2% и ВДС, ВНС, ГРП и ОРЭ на 1% соответственно.
Инвестиционная добыча нефти увеличилась в КРС на 8%, снизилась в бурении на 3%, в остальных направлениях, кроме зарезки, снижение составило 1%. Добыча на срок эффекта увеличилась в КРС на
9%, МУН на 1%, снизилась в бурении на 6%, ВДС и ВНС – на 2% соответственно. В разрезе НГДУ – число проектов увеличилось в ЕН на
4%, ДН – на 1%, ЯН – на 1%, снизилось в АзН на 3%, БН – на 2%, ЛН
– на 1%.
Добыча увеличилась в ЕН на 2%, ДН, ЛН и ЯН – на 1% соответственно, снизилась в АН, БН на 2% и АзН на 1%. Добыча нефти на
срок эффекта увеличилась по ЕН на 3%, ЯН – на 1% и ПН, НН и ДН на
1% (в сумме), снижение в БН на 3%, АзН и АН на 1% соответственно.
Не удовлетворили установленным технико-экономическим условиям 402 проекта, оказавшиеся менее эффективными при подборе
входных параметров (табл. 3.17-3.18).
Добавим, что сложившийся уровень эксплуатационных затрат на
объектах (выше среднего по компании) оказал непосредственное влияние на эффективность проектов, не удовлетворивших установленные
технико-экономические условия.
Максимальные потери проектов ГТМ составили в НГДУ БН – 86
проектов, ДН – 82, АзН – 77 и ЛН – 70 проектов. Из 238 объектов базового бизнеса удовлетворили установленные технико-экономические
условия 235 объектов базового бизнеса и 4805 проектов ГТМ, не удовлетворили – 3 объекта, эксплуатация которых неэффективна и убыточна.
108
НГДУ
Кол-во
проектов
Добыча
нефти, тыс. т
Добыча нефти на
срок эффекта, тыс. т
Инвестиции,
тыс. руб.
«АзН»
77 0 501
383 750
«АН»
41
29
408
295 336
«БН»
86
53
742
512 157
«ДН»
82
58
1 014
584 659
«ЕН»
29 0 275
251 742
«ЛН»
70 4 714
501 840
«НН» 7 0
59
63 515
«ПН» 2 0 1 886
«ЯН» 8 1
50
47 247
Итого:
402
145
3 763
2 641 132
НГДУ
ИДДЗ
ЧДД,
тыс. руб.
Эксплуатаци-
онные затраты,
тыс. руб.
Добыча
жидкости,
тыс. т
Добыча жидкости
на срок эффекта,
тыс. т
«АзН»
1,434
415 936
5 409
2
4 124
«АН»
1,442
361 037
16 394
143
1 904
«БН»
1,477
727 886
22 563
216
3 240
«ДН»
1,514
870 686
34 282
427
7 214
«ЕН»
1,361
195 437
3 386 0 402
«ЛН»
1,511
700 009
8 219
44
5 624
«НН»
1,448
52 116
1 614 0 132
«ПН»
1,708
1 697 0 0
2
«ЯН»
1,320
35 285
929 1 79
Итого:
1,471
3 360 088
92 795
832
22 721
Таблица 3.17
Характеристика проектов по НГДУ, не удовлетворивших
установленным технико-экономическим условиям
Примечание – Разработано авторами.
Таблица 3.18
Характеристика проектов по НГДУ, не удовлетворивших
установленным технико-экономическим условиям (окончание)
Примечание – Разработано авторами.
В данном случае геологической службе компании необходимо
пересмотреть варианты разработки данных месторождений, лицензи-
109
Инвестиционный
портфель
Тип
проектов
ИДДЗ
ЧДД,
млн руб.
Эффетивность
инвестиций:
добыча/(инвестиции +
эксплуатационные за-
траты), т/млн руб.
Заявленный
ГТМ
1,663
36,59
133
Объекты
1,494
301,59
592
всего
1,508
338,19
445
Сформированный
ГТМ
1,692
33,23
147
Объекты
1,494
301,60
592
всего
1,508
334,83
464
Отклонение
ГТМ
1,472
3,36
55
Объекты 0 0
0
онные и проектные условия или выставить на продажу лицензии на
разработку и эксплуатацию данных участков недр.
Показатели эффективности инвестиционных портфелей – заявленного и сформированного – с использованием инновационного инструментария в целом по компании представлены в табл. 3.19.
Таблица 3.19
Показатели эффективности инвестиционных портфелей
Примечание – Разработано авторами.
Заявленная эффективность денежных потоков составила 445
т/млн руб., тогда как в сформированной инвестиционной программе
она составила 464 т/млн руб. (см. табл. 3.19). Прирост эффективности
составил 20 пунктов или 4% по компании.
Максимального прироста достигли НГДУ БН – 64 пункта (12%),
ДН – 33 пункта (6%), ЕН – 29 пунктов (5%) и ЛН – 19 пунктов (6%).
Сформированный индекс доходности дисконтированных затрат по
портфелю составил – 1,692, при этом заявленный – 1,663.
Прирост составил 28 пунктов или 2%. Максимального увеличения экономической эффективности достигли НГДУ ДН – 66 пунктов
(4%), БН – 59 пунктов (4%), ЕН 40 – пунктов (2%) и АН – 38 пунктов
(2%).
Результаты формирования инвестиционного портфеля с применением инновационного инструментария по таким показателям как
110
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]