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. РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННЫХ ИНСТРУМЕНТОВ
УПРАВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫМИ ПРОГРАММАМИ
В НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ
3.1. Модель формирования инвестиционной программы на основе
применения инновационного управленческого инструментария
в ПАО «Татнефть»
В настоящее время при используемом в ПАО «Татнефть» подходе к управлению инвестиционными программами возможен выбор эффективных скважин как на эффективных, так и неэффективных участках или, наоборот, не проходят мероприятия, проведение которых
обусловлено технологическими требованиями разработки участка, так
как заведомо характеризуются низким индексом доходности.
На наш взгляд, одним из источников данных для расчета экономической эффективности необходимо сделать постоянную геологическую модель участков. Преимущество применения модели вместо аналитического прогноза в том, что можно учесть эффект мероприятия не
только на уровне скважины, но и на уровне всего месторождения
(участка) путем учета влияния проведенного мероприятия на соседние
скважины. Это возможно лишь при наличии достоверной, а значит,
настроенной на историю модели, причем на уровне скважин, а не всего
месторождения, что увеличит достоверность прогнозов.
Описанные в п. 2.3 проблемы управления инвестиционными
программами в ПАО «Татнефть» явились предпосылками проведения
анализа существующих методических подходов к управлению инвестиционными программами в нефтедобыче, в частности, был разработан ряд предложений по усовершенствованию существующего подхода к управлению инвестиционными программами в разрезе объектов
разработки.
Существующий подход к управлению инвестиционными программами в разрезе объектов разработки включает в себя следующие
этапы 89:
1) приведение объектов разработки к сопоставимому формату
(блоки, горизонты, месторождения, залежи, площади) с целью корректного сопоставления показателей эффективности инвестиционных
проектов;
81
2) определение уровня базовой добычи нефти по объектам раз-
работки (нивелирование показателей дополнительной добычи нефти)
методом экстраполяции;
3) определение себестоимости базовой добычи нефти по объ-
ектам разработки;
4) расчет показателей эффективности инвестиций по объектам
разработки без мероприятий, направленных на дополнительную добычу нефти, до оптимизации;
5) расчет показателей эффективности инвестиций до оптимиза-
ции по объектам разработки с мероприятиями, направленными на дополнительную добычу нефти;
6) расчет показателей эффективности инвестиций по объектам
разработки с мероприятиями, направленными на дополнительную добычу нефти, с учетом актуальных факторов, влияющих на оптимизацию направлений инвестиций;
7) определение оптимального портфеля инвестиционных проек-
тов компании по комплексному экономическому критерию - совокупности целевых показателей «ЧДД» и «Добыча нефти» при условии выполнения норм добычи нефти;
8) принятие управленческих решений в отношении объектов
разработки, не достигших минимально допустимых значений показателей.
В табл. 3.1 отражены основные этапы, а также рекомендуемые
авторами инструменты и обоснование их применения на каждом этапе
управления инвестиционными программами. Расширение формата
объекта инвестирования – оценка в разрезе скважин и объектов разработки – с привязкой к имеющимся лицензионным обязательствам и
проектам разработки участков недр позволил бы существенно снизить
риски в управлении инвестиционными программами: отсутствие учета
геологической и технологической взаимосвязи между инвестиционными проектами, отсутствие учета остаточных запасов объекта разработки при оценке проектов, принятие управленческих решений относительно инвестиционных проектов без учета экономики объекта разработки.
В качестве информационной основы практического внедрения
предлагаемого инновационного инструментария управления инвестиционными программами в ПАО «Татнефть» был выбран программный
комплекс компании «Schlumberger» (программный комплекс), при
82
Этап
Инструмент и его обоснование
1. Определение
принципов
и критериев,
и на их основе
формирование
объектов
инвестирования
Объект инвестирования, который может включать в
себя, помимо скважины, другие объекты мероприятия, а
именно: блоки, горизонты, залежь или группу залежей,
площади, месторождения с привязкой к имеющимся
лицензионным обязательствам и проектам разработки
участков недр. Новые принципы и критерии и сформированные на их основе объекты инвестирования утверждаются руководством компании на заседании инвестиционного комитета компании.
2. Формирование
базы лицензионных
обязательств
и проектных
показателей
В разрезе созданных объектов инвестирования формируется база лицензионных обязательств и проектных
показателей, включая оценку запасов в соответствии с
существующими технологическими схемами разработки месторождений или планами пробной эксплуатации
участков.
3. Определение
уровня базовой
добычи нефти
по объектам
разработки
По каждому объекту инвестирования определяется базовая добыча нефти (без геолого-технических мероприятий), которая отражает естественное падение нефти по
каждому выбранному объекту разработки и инвестирования, которое ложится в основу прогноза падения добычи.
4. Формирование
нормативов
эксплуатационных
затрат по объектам
инвестирования
На основе действующих методик «Методика определения рентабельности эксплуатации нефтяных скважин и
объектов разработки» и «Методика формирования затрат на добычу нефти по объектам инвестирования»
формируются нормативы эксплуатационных затрат по
объектам инвестирования:
норматив условно-переменных расходов на добычу
нефти (без расходов по статье «Искусственное воздействие на пласт»);
норматив условно-переменных расходов на добычу
нефти (по статье «Искусственное воздействие на
пласт»);
норматив условно-постоянных расходов, зависящих
от действующего фонда скважин / фонда скважин, дававших нефть в течение периода;
Этапы и инновационный инструментарий управления
инвестиционными программами в нефтяной компании
Таблица 3.1
83
Этап
Инструмент и его обоснование
норматив условно-постоянных расходов, зависящих
от бездействующего фонда скважин;
сумма постоянных расходов за расчетный период по
объекту разработки.
Данные нормативы затрат формируются посредством
группировки отдельных элементов и статей затрат на
базе калькуляции затрат на добычу нефти компании.
5. Расчет
показателей
эффективности
объектов
инвестирования
Комплексная оценка экономической эффективности
объектов инвестирования для выявления убыточных
объектов и пересмотр запланированного набора инвестиционных проектов с целью достижения окупаемости
объектов и проектов.
6. Выбор
математического
метода
и определение
наилучшего
портфеля
инвестиционных
проектов компании
На основе применения методов имитационного моделирования формируется инвестиционный портфель с заданными ограничениями по показателю «Объем инвестиций», установленными целями по показателю «Добыча нефти» и ключевыми показателями эффективности: по нелинейному показателю «Индекс доходности
дисконтированных затрат», по линейному показателю
«Чистый дисконтированный доход».
7. Принятие
управленческих
решений
В отношении объектов инвестирования, не удовлетворивших условиям оптимизации, могут быть приняты
следующие управленческие решения:
рассмотрение на техническом совете геологической
службой с целью последующей разработки мероприятий по переводу объектов в прибыльные или формирование рекомендаций для инвестиционного комитета по
реализации данных объектов;
рассмотрение на заседании инвестиционного комитета с целью последующей отправки объектов на доработку в курирующие службы или формирование рекомендаций для Совета директоров по реализации данных
объектов;
рассмотрение на Совете директоров и принятие решения о продолжении разработки и эксплуатации объектов или их реализации сторонней компанией.
Окончание табл. 3.1
Примечание Разработано авторами.
84
этом, существующая корпоративная информационная система (КИС)
«Татнефть-нефтедобыча» была сохранена и синхронизирована с программным комплексом в части подготовки исходных данных (история
добычи, прогноз добычи, нормативы затрат и др.).
Программный комплекс позволяет осуществлять экономическую
оценку проектов нефтяной отрасли, мирового рынка, анализ падения
добычи, моделирования налогового режима и позволяет рассчитывать
и анализировать стоимость нефтегазовых активов при помощи модифицируемых моделей различных стран.
Программный комплекс является инструментом для ввода исходных данных, проведения расчетов и формирования отчетности, в
который вводятся данные по добыче, ценам, капитальным и эксплуатационным затратам и, в зависимости от выбранного фискального режима, применяются налоги и роялти, далее рассчитываются результаты, которые далее используются при прогнозе таких экономических
показателей, как чистая текущая стоимость (NPV), внутренняя норма
рентабельности (IRR), поток наличности до и после налогообложения.
Программный комплекс включает в себя инструмент портфельной оптимизации. Возможности оптимизации, включенные в данное
программное приложение, могут быть настроены на сложные и уникальные условия и ограничения деятельности компании и позволяют
анализировать большое количество проектов с использованием нескольких сложных алгоритмов нахождения оптимального решения по
портфелю. Данное приложение позволяет создать новые альтернативные планы капиталовложений, рассмотреть и проанализировать различные портфели, и, в конечном счете, выбрать наилучший из них.
Основными преимуществами программного комплекса является интеграция с действующими геологическими моделями и сильный математический аппарат, который используется в оптимизации портфеля инвестиций. Кроме этого, в комплекс заложены оценка рисков и анализ
чувствительности проекта по отношению к изменению исходных данных, что позволяет построить «дерево решений». Процесс анализа решений включает в себя систематический подход, состоящий из четырех этапов: определение проблемы, детерминистский анализ, вероятностный анализ и оценка решения.
Отметим, что программный комплекс признан корпоративным
стандартом в области инвестиционной деятельности АО «Газпром»,
ПАО НК «Роснефть», НК «Лукойл», НК «Газпромнефть», «ТНК-BP»,
85
«BP», «Royal Dutch/Shell», «Exxon Mobil», «Chevron Texaco», «Total»,
«Agip» и др. 206.
Для приведения в действие инновационного инструментария
управления инвестиционными программами осуществляется предварительная подготовка исходных данных для конвертации из КИС
«Татнефть-нефтедобыча» в программный комплекс (подготовительный этап).
Основными мероприятиями по реализации подготовительного
этапа являются, с нашей точки зрения, нижеследующие:
1) техническая подготовка существующей базы данных и рабо-
чих мест пользователей;
2) создание перечня объектов инвестирования (разработки);
3) формирование данных по исторической добыче нефти, очи-
щенной от эффекта проведенных мероприятий, в разрезе объектов инвестирования за определенный период времени (в процессе апробации
была использована информация за последние 10 лет);
4) построение тренда падения добычи нефти по объектам инве-
стирования и определение коэффициента падения.
5) формирование прогнозов по каждому объекту инвестирова-
ния по следующим показателям: базовая добыча, добыча жидкости,
действующий фонд скважин, бездействующий фонд скважин;
6) создание проектов базовой добычи на основе сформирован-
ных документов скважин, содержащих историческую добычу и прогноз базовой добычи. Занесение всех необходимых технологических и
экономических данных;
7) формирование инвестиционных проектов, включая меропри-
ятия, направленные на базовую и дополнительную добычу нефти, на
экологические мероприятия согласно выбранному варианту технологической схемы разработки месторождения. Определение объема инвестиций, параметров эффективности, объема добычи нефти на срок
эффекта мероприятия;
8) загрузка инвестиционных проектов, прошедших геологиче-
скую, технико-технологическую и экономическую экспертизу из КИС
«Татнефть-Нефтедобыча» в программный комплекс;
9) расчет и загрузка нормативов эксплуатационных затрат по
объектам инвестирования: норматив условно-переменных расходов на
добычу нефти (без расходов на заводнение) в расчете на тонну жидкости, норматив условно-переменных расходов на добычу нефти (по ста-
86
тье «Заводнение») в расчете на тонну жидкости, норматив условнопостоянных расходов, зависящих от действующего фонда скважин,
норматив условно-постоянных расходов, зависящих от бездействующего фонда скважин, сумма постоянных расходов;
10) пакетное занесение данных во все типы проектов по объек-
там инвестирования: нормативы эксплуатационных затрат, затраты на
подземный ремонт скважин (ПРС), затраты на амортизацию прошлых
лет, текущую балансовую стоимость скважин прошлых лет, коэффициент выработанности, исторический процент обводненности;
11) с учетом определенного уровня эксплуатационных затрат,
плановых объемов добычи нефти, имеющихся производственных
мощностей и аналогичных ограничений, использование программного
комплекса позволяет оценивать эффективность участка в целом, исключать выделение инвестиций на неэффективные участки, принимать
решения по дальнейшей деятельности на лицензионных участках, связывать оценку необходимого объема эксплуатационных и инвестиционных средств с заданным уровнем плана добычи нефти, проводить
оптимизацию инвестиционного портфеля не методом ограничения
рассматриваемых проектов, а методом подбора оптимального сценария
из всей области возможных вариантов для реализации, предоставлять
прогноз возможной эффективности по отношению к возможному риску при реализации проектов.
На рис. 3.1 представлена разработанная авторами модель реализации инновационного инструментария управления инвестиционными
программами в нефтяной компании на основе программного комплекса с учетом существующих наработок в этой области, на котором
обычным шрифтом обозначены элементы прежней модели, оставшиеся без изменения, «курсивом» – доработанные или измененные элементы модели, «выделенным шрифтом» – новые элементы.
В настоящее время в целях адаптации к потребностям ПАО «Татнефть» программный комплекс дополнен модулем формирования
прогнозов базовой добычи нефти на основе методик института «ТатНИПИнефть» в системе КИС «Татнефть-нефтедобыча» и модулем по
прогнозированию показателей эффективности геолого-технических
мероприятий на срок эффекта с учетом фактических показателей работы скважин и макроэкономических условий. По результатам выполнения всех указанных мероприятий на рис. 3.1 формируется база данных,
которая в дальнейшем будет использована для поиска наилучшего портфеля.
87
Загрузка исходных данных и проверка
С оценкой рисков
Без оценки рисков
Проверка непротиворечивости базовых условий и инструментария
– выделение наиболее привлекательных объектов для инвестирования;
– прирост установленных ключевых показателей эффективности;
– формирование основных показателей (инвестиции, добыча нефти, количество проектов)
в пользу наиболее эффективных объектов и проектов в результате перераспределения;
– выявление «критических» объектов и проектов с целью оперативного принятия
управленческих решений.
Наилучший инвестиционный портфель компании
Корпоративная информационная система «Татнефть-нефтедобыча»
Формирование базовых условий и определение инструментария:
1) установка ограничений по ключевым показателям (объем инвестиций, объем эксплуатационных затрат);
2) установка целей по ключевым показателям (добыча нефти на
планируемый год/добыча нефти на горизонт планирования);
3) выбор математического метода формирования инвестиционного портфеля;
4) формирование технологических взаимосвязей между проектами;
5) установка ключевого показателя эффективности портфеля
Программа определения наилучшего набора проектов (портфеля)
Формирование исходных данных в разрезе объектов инвестирования:
– историческая информация за последние 10 лет;
– нормативы эксплуатационных затрат;
– инвестиционные проекты, прошедшие геологическую, технико-технологическую
и экономическую экспертизу;
– прочие отраслевые показатели.
Программа оценки нефтегазовых проектов
1. Формирование базы проектных документов и лицензионных обязательств.
2. Построение фискальной модели.
3.Формирование базы данных по инвестиционным проектам компании:
– формирование проектов базовой добычи по объектам инвестирования с прогнозами
по жидкости, базовой добыче, действующему и бездействующему фондам скважин;
– формирование проектов дополнительной добычи нефти.
4. Проведение комплексной оценки экономической эффективности объектов
инвестирования.
5. Анализ чувствительности показателей.
Построение
дерева
решений
ПРО-
ГРАММА
анализа
Рис. 3.1. Модель реализации инновационного инструментария
управления инвестиционными программами в нефтяной компании
на основе программного комплекса
88
Все работы могут быть начаты только после выполнения необходимой технической подготовки мест пользователя и соответствующей настройки базы данных, ряд из которых можно выполнять параллельно.
Для практического внедрения инновационного инструментария
управления инвестиционными программами в ПАО «Татнефть» необходимо, на наш взгляд, реализовать следующие мероприятия, позволяющие перевести управление инвестиционными программами на качественно новый уровень, обеспечив достижение оптимизации инвестиционных проектов по объектам разработки, комплексную оценку
эффективности объектов разработки как объектов инвестирования:
1) утвердить методики определения объектов разработки для
целей;
2) адаптировать регламенты инвестиционной деятельности с
учетом формирования проектов по объектам разработки;
3) осуществлять учет сценариев по мероприятиям и рисков по
проектам;
4) разработать методику формирования нормативов эксплуата-
ционных затрат по объектам разработки.
Проведение контроля качества данных играет ключевую роль во
всем процессе инвестиционного планирования. Контроль качества
позволит выявить все возможные ошибки или некорректности, возникшие при импорте данных.
Для контроля качества предлагается провести сопоставление
ключевых плановых показателей в разрезе НГДУ и, в целом, по компании с фактическими данными предыдущего года и установленными
нормативами добычи на год планирования.
Требуется провести сопоставление следующих величин:
суммарная плановая добыча нефти и жидкости на год плани-
рования по заявкам на ГТМ. Сравнение проводится между заявками в
программном комплексе и фактическими данными за последний год из
КИС «Татнефть-нефтедобыча». В целом, по компании и в разрезе
НГДУ данные по добыче должны быть сопоставимы. Также можно
провести сравнение иных показателей, связанных с работой скважин,
таких, как среднесуточный дебит скважин за первый год после ГТМ,
отработанное время за первый год после ГТМ. Сравнение можно проводить как в разрезе НГДУ, так и по направлениям инвестиций;
89
суммарные инвестиционные затраты по заявкам на ГТМ.
Сравнение производится между заявками в программном комплексе и
фактическими данными за последний год из КИС «Татнефтьнефтедобыча»;
суммарная плановая добыча нефти и жидкости по объектам
инвестирования. Следует произвести расчет добычи нефти на год планирования по добыче нефти и жидкости с учетом заявок и без учета
заявок. Данные следует представлять в разрезе НГДУ. Утвержденные
нормативы добычи на год планирования по НГДУ должны находиться
в диапазоне вариантов плановой базовой добычи нефти с учетом и без
учета заявок. Плановая добыча должна быть сопоставима с фактической добычей за последний год. Также при сравнении следует учитывать проектные объемы добычи. Таким образом, при сопоставлении
добычи следует провести сравнение между следующими показателями
в разрезе НГДУ: плановая добыча по объектам инвестирования с учетом заявок; плановая добыча по объектам инвестирования без учета
заявок; утвержденные в нефтяной компании нормативы добычи на год
планирования; фактические объемы добычи за последний год; проектные уровни добычи, согласно защищенной технологической схеме
разработки месторождений;
расчет показателей эффективности эксплуатационных затрат
по объектам инвестирования, составляющих себестоимость добычи
нефти;
сравнение по основным следующим направлениям с данными
фактических затрат в разрезе НГДУ и, в целом, по компании следующих видов затрат: операционные затраты, сформированные нормативами (условно-переменные затраты на добычу нефти без заводнения;
условно-переменные затраты на добычу нефти с заводнением; условно-постоянные затраты на действующий фонд скважин; условнопостоянные затраты на бездействующий фонд скважин) постоянные
затраты: затраты на ПРС; операционные затраты (часть инвестиционных затрат) на зарезку боковых (вторых) стволов, КРС, МУН; амортизация на действующий фонд скважин; налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и налог на имущество (на новое имущество и на
переходящий фонд скважин);
cуммарный плановый действующий и бездействующий фонд
скважин по объектам разработки. Запланированный фонд должен быть
90
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]