Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационный инструментарий управления инвестиционными программами в крупной нефтяной компании. Монография
.pdf
3. Утверждение реестров на планируемый период по структур-
ным подразделениям.
4. Доведение Управлением инвестиций до структурных подраз-
делений сумм инвестиций согласно утвержденному реестру.
5. Мониторинг реестра инвестиционных проектов.
6. Контроль за исполнением инвестиционных программ.
В 2011 г. была продолжена работа по совершенствованию системы планирования и мониторинга инвестиций, разработано и введено в действие дополнение к Стандарту, доработана система повышения мотивации и ответственности за показатели эффективности использования инвестиций. Организована и продолжена работа по пересмотру существующих сметных норм и нормативов при строительстве
скважин; одновременно идет разработка норм и расценок для новых
технологий и оборудования; организовано планирование и мониторинг
инвестиций в разработку проектов обустройства месторождений (в
стадии «Проект»).
Далее проанализируем опыт ПАО «ТНК-ВР Холдинг» (на примере ПАО «Оренбургнефть») и ПАО «НК «Роснефть» (на примере
ПАО «Самаранефтегаз») по формированию инвестиционных программ.
Программа стратегии ПАО «Оренбургнефть» разработана до
2020 года с экономическим расчетом различных вариантов развития
компании. Финансовая стратегия определена при этом на пять лет.
Проекты подразделяются на проекты, направленные на сохранение
базовой добычи и мероприятия, направленные на дополнительную добычу. ПАО «ТНК-ВР Холдинг» устанавливает одинаковые экономические требования для дочерних обществ с учетом льгот по налогу на
добычу полезных ископаемых (НДПИ). Определены три направления
инвестирования: бурение, зарезки БС и БГС и ГТМ. Инвестиционный
проект составляется по активам (группе месторождений), месторождениям, скважинам. Инвестиционная программа формируется в НГДУ в
Департаменте экономики и инвестиций с использованием программного комплекса. Экспертиза проводится на уровне месторождений и по
скважинам при финансировании как капитальных вложений. Мониторинг проектов ведется только в течение года инвестирования (планируют переход на 2 года). Мероприятия по поддержанию пластового
давления (ППД) при формировании инвестиционного портфеля идут в
71
Харак-
теристика
ПАО «Татнефть»
ПАО «ТНК–BP Холдинг»
1
2
3
Объект
планирования
Скважина с контролируемыми
показателями
Участок (местонахождение,
горизонт) группа скважин,
имеющих геологическую независимость
Масштаб
оценки
Экономическая оценка разработки проводится на уровне скважины и ее входных параметров
(конструкция скважины, геологическая привязка к объекту разработки, категория скважины,
дата начала и дата окончания
проведения работ, объем обустройства, перечень оборудования, привязка к направлению
инвестирования, начальный дебит, коэффициент падения и добычи нефти, объем добычи в
первый годи на срок эффекта,
индекс доходности)
Экономическая оценка разработки участка проводится комплексно с учетом влияния всех
составляющих (себестоимость,
темпы падения базовой добычи,
инвестиционная нефть от геолого-технических мероприятий,
инвестиции на геологотехнические мероприятия, обустройство скважин, дополнительная инфраструктура, геолого-разведочные работы).
позицию «Базовая (сохраненная) добыча нефти» (20-30% от источника
инвестиций).
Нами был проведен сравнительный анализ формирования инвестиционных программ ПАО «Татнефть» и ПАО «ТНК-BP Холдинг» на
примере нефтегазодобывающего управления «Бузулукнефть» открыто-
го акционерного общества «Оренбургнефть») по таким параметрам,
как объект, горизонт планирования, ключевые показатели инвестиционной программы (табл. 2.5).
Интересен также опыт ПАО «НК «Роснефть» (на примере ПАО
«Самаранефтегаз»), которое работает по бизнес-плану развития месторождений с перспективой планирования на 20 лет, каждые пять лет
вносятся уточнения, детальное планирование на 2 года, и при этом
происходит ежегодное обновление.
Таблица 2.5
Сравнительный анализ формирования инвестиционных
программ в ПАО «Татнефть» и ПАО «ТН-BP Холдинг»
72
1
2
3
Сроки
планирования
Перспективное планирование
отсутствует. Составляется проект
разработки месторождения на
длительную перспективу, но не
утверждается на инвестиционном
комитете.
Инвестиционная программа разрабатывается на год
Перспективное планирование в
разрезе активов – участков со
сроком планирования 20 лет,
имеющих общую инфраструктуру.
Каждые три года происходит
уточнение плана по участкам.
Ежегодно уточняется инвестиционная программа по участкам
и скважинам
Ключевые
показатели
инвестиционной
программы
– добыча нефти по скважинам на
год и на срок эффекта с расшифровкой базовой добычи и инвестиционной добычи нефти;
– среднегодовой прирост дебита;
– индекс доходности затрат;
– удельные инвестиции на одну
скважину-операцию;
– удельная добыча на 1 млн руб.
инвестиций;
– чистый дисконтированный доход;
– успешность геологотехнических мероприятий
– добыча нефти по участкам на
срок эффекта с расшифровкой
базовой добычи и инвестиционной добычи нефти;
– инвестиции в составе капитальных вложений;
– инвестиции в составе себестоимости;
– дисконтированный поток
наличности;
– индекс доходности инвестиций;
– срок окупаемости;
– внутренняя норма доходности;
– год экономического предела
(год, в котором ЧДД проекта
начинает снижаться;
– среднегодовой прирост дебита;
– удельные инвестиции на 1
скважину-операцию;
–удельные инвестиции на 1 бар
нефти
Примечание – Разработано авторами.
Проекты подразделяются на проекты, направленные на сохранение базовой добычи и мероприятия, направленные на дополнительную
добычу. ПАО «НК «Роснефть» устанавливает разные экономические
Окончание табл. 2.5
73
требования для дочерних обществ с разными технологическими условиями разработки месторождений, в том числе с учетом льгот по
НДПИ. Условия по NPV дифференцированы для каждого месторождения. Льготы учитываются на стадии расчетов ТЭО. Выделяются три
направления инвестирования: бурение, зарезки и ГТМ по выводу
скважин из консервации. Остальные ГТМ входят в смету затрат предприятия, включаются в себестоимость добычи нефти и регулируются
самим предприятием.
Инвестиционный проект составляется по месторождениям и
скважинам. Экспертиза проводится на уровне месторождений, в разрезе скважин. Обязательный мониторинг проектов ведется только в течение года, далее – по запросу ПАО «НК «Роснефть». Мероприятия,
проводимые на нагнетательном фонде скважин, в том числе ввод новых нагнетательных скважин, отдельно по эффективности не оцениваются. Затраты на проведение мероприятий учитываются как необходимые для поддержания добычи нефти по месторождениям, в случае
серьезных отклонений выполняется факторный анализ.
В табл. 2.6 приведена сравнительная характеристика инвестиционных программ нефтяных компаний ПАО «Татнефть», ПАО «НК
«Роснефть» (на примере ПАО «Самаранефтегаз»), ПАО «ТНК-BP
Холдинг» (на примере НГДУ «Бузулукнефть» «ПАО «Оренбургнефть»).
Приведем также опыт ПАО «Лукойл» и ПАО «Газпром нефть»
по применению программного комплекса. К примеру, в ПАО «Лукойл» с помощью программного комплекса на основе линейного метода оптимизации и метода случайных портфелей был обеспечен комплексный подход к оптимизации проектов добычи по обустройству с
учетом региональных ограничений, фиксированных проектов на
уровне регионов; все проекты (проекты добычи и проекты обустройства), входящие в суммарный, обрабатываются, как один, можно привязать один проект обустройства к нескольким разным проектам добычи. Технические возможности программного комплекса позволяют
выделять стратегически значимые проекты, которые всегда включаются в портфель и позволяют рассчитывать чистый приведенный доход
проекта с учетом рисков (Risk Adjusted Value – RAV) для ранжирования проектов с вероятностью ГРР. Однако сохраняется ряд недоработок, а именно: NPV не учитывает риски, параметр ENPV не учитывает
74
Характеристика
ТНК-ВР Холдинг
НК Роснефть
Татнефть
1 2 3
4
Горизонт перспективного
планирования
10-ти летнее
20-ти, 5-ти летнее
ежегодное
Горизонт
формирования
инвестиционных
программ
3-х и ежегодное
5-ти, 2-х и ежегод-
ное
ежегодное
Оцениваемые
инвестиции
Кап. вложения +
ГТМ
Кап. вложения +
ГТМ
Кап. вложения +
ГТМ
Программный
продукт для
расчетов
Шлюмберже-
Мерак
Excel
ТН-Нефтедобыча
Локация
программного
продукта
Структурное
подразделение
Структурное
подразделение
Структурное
подразделение
Планирование
коэффициента
успешности
Расчетно (на осно-
ве статистики)
Расчетно (на основе
статистики)
Не учитывается
Формат расчетов
Бизнес-план по
объектам разра-
ботки-скважинам
Бизнес-план по объ-
ектам разработки-
скважинам
Точечные по
скважинам
Содержание
бизнес-плана
Капитальные
и операционные
затраты
Капитальные
и операционные
затраты
Капитальные за-
траты, ГТМ в ча-
сти инвестицион-
ной программы
Оцениваемая
добыча
Базовая
и дополнительная
Базовая
и дополнительная
Дополнительная
(в части КРС-
базовая)
Планирование
дебита
Расчетно
(Программы
Шлюмберже)
Расчетно
(Технологии Herriot-
WattUniversity)
Геологом НГДУ
склонности к риску компании, невозможность учета всего спектра
ограничений при оптимизации.
Таблица 2.6
Сравнительная характеристика инвестиционных программ ПАО
«ТНК–BP Холдинг», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Татнефть»
75
1 2 3
4
Планирование
темпов падения
добычи
На основе
статистики
На основе
статистики
Геологом НГДУ
– то же по новым скважинам
35%
35%
5%
Планирование
коэффициента
успешности
Расчетно (на осно-
ве статистики)
Расчетно (на основе
статистики)
Не учитывается
Планирование
программы ППД
Слабо развита
Учитывается
в составе объекта
разработки
Планируются в
направлениях
(бурение, БС-БГС,
КРС и т.д.)
Экспертиза
– уровень
Головная
компания
Головная компания
Головная
компания
– степень
детализации
Бурение, БС-БГС,
ГРП по скважи-
нам, ГТМ – по
объектам
разработки
Бурение, БС-БГС,
ГРП по скважинам,
ГТМ – по объектам
разработки
По скважинам
в разрезе
показателей
Инвестиционные условия
ЧДД>0 при норме
дисконта 10%
ЧДД>0 при норме
дисконта 15 и 20%
ИД > 1 или >min
ИД при норме
дисконта 10%
Ранжирование
ЧДД, ИДДЗ
ЧДД, ИДДЗ
ЧДД, ИДДЗ, срок
окупаемости
Сроки мониторинга
В соответствие
с бизнес-планом,
кроме того 1 год
для ГТМ, 2 года
для бурения
В соответствие
с бизнес-планом,
кроме того 1 год для
ГТМ
В зависимости от
продолжительно-
сти эффекта
Внесение изменений при исполнении квартальных реестров
В бурение, БС-
БГС, ГРП по
скважинам, в ГТМ
контроль за общим
лимитом
и добычей
В бурение, БС-БГС,
ГРП по скважинам,
в ГТМ контроль за
общим лимитом и
добычей
По направлениям
инвестирования,
индивидуально по
скважине
Окончание табл. 2.6
Примечание – Разработано авторами.
76
Среди предстоящих мероприятий, направленных на совершенствование управления инвестиционными программами ПАО «Лукойл»
с помощью программного комплекса, выделяются следующие: разработка специальной системы наименования проектов, разнесение затрат
инфраструктурных проектов по добычным, разбивка проектов на
группы, в том числе выделение стратегически значимых проектов, оптимизация низкорентабельных проектов в отдельном портфеле, дальнейший поиск методов проведения оценки и обоснования результатов
оптимизации при большом количестве проектов.
В ПАО «Газпром нефть» с помощью программных комплексов
достигнута оперативность в оценке инвестиционных программ, разработаны паспорта проектов, что дает возможность хранения в базе данных дополнительной информации, создания приложений для использования рассчитанных результатов, возможность использования внутренних отчетов и индикаторов, мониторинга проектов и выгрузка в
шаблон, выгрузки данных в сформированный шаблон файла «Excel»,
оперативного предоставления руководителям ключевой информации
по инвестиционным проектам.
Среди предстоящих перед ПАО «Газпром нефть» задач дальнейшего совершенствования инвестиционных программ геологотехнических мероприятий выделяются следующие: достижение отраслевых стандартов и увязка трех подсистем управления: управления
запасами, экономического анализа и планирования, автоматизация
сбора исходной информации для загрузки в программный комплекс,
наращивание статистических данных и применение стохастического
подхода к оценке проектов, развитие портфельного анализа активов.
В результате анализа опыта нефтяных компаний в формировании инвестиционных программ и современного состояния формирования инвестиционных программ в ПАО «Татнефть» были сформулированы и систематизированы основные ее недостатки (см. табл. 2.7).
Далее нами были разработаны и предложены следующие
направления совершенствования существующей системы управления
инвестиционными программами в ПАО «Татнефть»:
1) защита стратегии добычи нефти по НГДУ и инвестиционной
программы геолого-технических мероприятий с экономическим обоснованием на 5 лет;
77
Основные характеристики
управления инвестиционны-
ми программами
Проблемы
(направления для совершенствования)
Программа стратегии добычи
нефти до 2040 года без экономической оценки
Отсутствует перспективное планирование с целью выделения наиболее привлекательных объектов разработки для инвестирования
Единственный профиль добычи нефти
Отсутствует сценарный подход к разработке
месторождения
Инвестиционная программа
формируется по скважинам
Существует риск проведения геологотехнических мероприятий (ГТМ) без оценки
перспективы разработки месторождения
Оценка проектов:
– с дополнительной добычей
(с приростом);
– природоохранные мероприятия (без эффекта)
Не оцениваются проекты «базового бизнеса»,
включая мероприятия по подземному ремонту
скважин и разведочному бурению
Одинаковые условия для всех
нефтегазодобывающих
управлений при формировании программы ГТМ
Отсутствует переток инвестиций между объектами разработки с учетом экономики месторождений и между направлениями инвестирования
(бурение, БС/БГС, МУН, КРС и т.д.)
Планирование и формирование технико-экономических
показателей проектов
Проведение экспертизы на уровне скважины без
учета статистического анализа – планирование
заниженных/завышенных показателей проектов
в этой связи
Мониторинг инвестиционных
проектов по скважинам
Отсутствует фактическая оценка результатов
эффективности объектов инвестирования с учетом всей исторической экономики объектов
Мероприятия по поддержанию пластового давления
(ППД) планируются в
направлениях: бурение, зарезка БС и БГС, ОРЭиЗ
Отсутствует возможность получения необходимого объема финансирования, проведения
опытно-промышленных работ по низкопродуктивным коллекторам
Ввод нагнетательных скважин (освоение под закачку),
поименованные объекты (реконструкция системы ППД)
Как следствие – падение пластового давления и
потеря добывных возможностей
Таблица 2.7
Недостатки действующей системы управления инвестиционными
программами ПАО «Татнефть»
Примечание – Разработано авторами.
78
2) дифференциация проектов на проекты базовой добычи, ме-
роприятия, направленные на дополнительную добычу и на природоохранные мероприятия (без эффекта);
3) установление разных экономических требований с разными
технологическими условиями разработки месторождений, в том числе
с учетом льгот по НДПИ. Учет льгот на стадии техникоэкономического обоснования;
4) выделение направлений инвестирования. Выделение пакета
геолого-технических мероприятий по операционной деятельности;
5) планирование инвестиционного проекта по месторождениям
с учетом лицензионных требований и проектов разработки по месторождениям;
6) формирование инвестиционной программы по каждому
НГДУ по направлениям в пределах выделенных лимитов и средств на
прирост и сохранение добычи;
7) проведение экспертизы по скважинам, финансируемым за
счет капитальных вложений. Формирование целевой программы по
месторождениям по дополнительному источнику в соответствии с
проектом разработки с учетом допустимых отклонений;
8) проведение мониторинга эффективности геолого-
технических мероприятий в год финансирования, так как далее добыча
является переходящей базовой.
Таким образом, на основе анализа современного состояния
управления инвестиционными программами в ведущих нефтяных компаниях выявлены следующие недостатки действующей системы
управления инвестиционными программами в ПАО «Татнефть», а
именно: риск некорректной оценки эффективности отдельной скважины без учета экономики месторождения, расчет лимита для каждого
направления инвестиций НГДУ на основе предыдущего года, что допускает выбор эффективных скважин как на эффективных, так и неэффективных участках, и, наоборот, – не проходят мероприятия, проведение которых обусловлено технологическими требованиями разработки участка, так как имеют заведомо низкий индекс доходности.
Отсутствие взаимосвязи оценки эффективности проектов с гидродинамической моделью объектов разработки, статистикой успешности проведенных мероприятий и эксплуатационных затрат по каждому
объекту инвестирования приводит к тому, что всю экспертизу прово-
79
дит куратор, что носит необъективный характер оценки объемов дополнительной добычи на скважине.
Большая часть планируемых проектов в некоторых направлениях на первом этапе не имеет связи с реальным объектом. Отсутствие
связи с данными по остаточным запасам на объектах инвестирования
приводит к отрыву оценки эффективности проектов от реальных добычных возможностей.
Выявленные в п. 2.3 недостатки действующей системы управления инвестиционными программами в ПАО «Татнефть» и анализ передового опыта ряда российских нефтяных компаний явились предпосылками для разработки в третьей главе инновационных инструментов управления инвестиционными программами в ПАО «Татнефть».
80
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]