Экономическая эффективность реализации проекта по разработке месторождения Рифовое ОАО «НК «Роснефть»-Дагнефть»

Внутренняя норма доходности это, по существу, уровень окупаемости средств, направленных на цели инвестирования, и по своей сути близка к различного рода процентным ставкам, используемым в других аспектах финансового менеджмента. Наиболее близкими по экономической природе к внутренней норме доходности можно считать:

• действительную (реальную) годовую ставку доходности, предлагаемую банками по своим сберегательным счетам (т. е. номинальную ставку доходности за год, рассчитанную по схеме сложных процентов в течение года);
• действительную (реальную) ставку процента по ссуде за год, рассчитанную по схеме сложных процентов в силу неоднократного погашения задолженности в течение года.

В качестве критерия оценки инвестиций ВНД используется аналогично показателям чистой текущей стоимости  и рентабельности инвестиций, а именно — устанавливает экономическую  границу приемлемости рассматриваемых  инвестиционных нефтяных проектов. Формально  ВНД определяется как тот коэффициент  дисконтирования, при котором ЧДД = 0, т. е. нефтяной проект не обеспечивает роста ценности компании, но и не ведет к ее снижению. Поэтому в  отечественной литературе внутреннюю норму доходности иногда называют поверочным дисконтом, т. к. она позволяет найти  граничное значение коэффициента дисконтирования, разделяющее инвестиции на приемлемые и невыгодные. Для этого ЧДД  сравнивают с тем уровнем окупаемости  вложений, который инвестор выбирает для себя в качестве стандартного, с учетом того, по какой цене он сам  получил капитал для инвестирования и какой чистый уровень прибыльности хотел бы иметь при его использовании.

Индекс доходности — величина чистого дисконтированного дохода, приходящаяся на 1 руб. капитальных  вложений. Индекс доходности (ИД) рассчитывается по формуле:

где КВ - капитальные вложения в проект разработки месторождения;

ЧДД – чистый дисконтированный поток денежной наличности по проекту.

ИД=57,495/3237,035000 = 0,017

Срок окупаемости (СО) характеризует  период возмещения капитальных вложений. Цель расчета этого показателя это определить продолжительность периода, в течение которого нефтяной проект работает на себя. Определяется по следующей формуле:

Показатель срока окупаемости  завоевал широкое признание благодаря  своей простоте и легкости расчета.

СО=Σ((13433500+ 216881345)-3237035)* =14

Однако необходимо отметить, что до недавнего времени, сообщая потенциальным заемщикам свои условия выделения инвестиционных ресурсов, нередко ограничивались двумя параметрами: сроком окупаемости и уровнем рентабельности. Пользуясь показателем периода окупаемости, необходимо помнить, что он хорошо работает лишь при справедливости следующих допущений:

• все сопоставляемые инвестиционные проекты имеют одинаковый срок жизни;
• все проекты предполагают разовое вложение первоначальных инвестиций;
• после завершения вложения средств инвестор начинает получать примерно одинаковые ежегодные денежные поступления на протяжении всего периода жизни инвестиционного проекта.

 

3.4. Анализ возможностей  оптимизации разработки месторождения  Рифовое ОАО «НК «Роснефть»-Дагнефть»

Как видно из проведенного анализа месторождение Рифовое находится в убыточном состоянии и потому нуждается в срочном принятии мер по оптимизации разработки.

Оптимизация разработки месторождения предусматривает подробный анализ и выявление всех экономически эффективных возможностей ускорения извлечения остаточных запасов, а также позволяет обнаружить и устранить проблемы, связанные с низкой рентабельностью добычи и избыточной инфраструктурой месторождений. Цель оптимизации заключается в том, чтобы обеспечить максимальную рентабельность добычи на каждом конкретном месторождении в долгосрочной перспективе на протяжении всей оставшейся части его жизненного цикла.

Структурированный анализ возможностей по оптимизации разработки месторождений  предусматривает четкую последовательность действий, которая описана ниже:

• Подробный анализ остаточных запасов месторождения в разрезе каждого пласта (участка пласта), приоритизация пластов (участков пластов) с максимальными остаточными запасами и высоким соотношением «остаточные запасы / текущая добыча», определение основных причин сравнительно низкого извлечения запасов по приоритетным зонам.
• Определение полного спектра возможностей по ускорению извлечения остаточных запасов в приоритетных зонах месторождения:

1. новое бурение (подробный анализ и экономическая оценка всех потенциальных зон нового бурения, как краевых, так и уже разбуренных);

2. оптимизация добычи на действующих скважинах (возможности по применению методов интенсификации добычи, оптимизация системы поддержания пластового давления и т.п.);
3. программа по выводу скважин из бездействия и консервации (подробный анализ и экономическая оценка возможностей по проведению геолого-технических мероприятий на бездействующем фонде).

• Определение полного спектра возможностей по увеличению объема извлекаемых запасов за счет доразведки месторождения (приоритетное значение имеют зоны с уже существующей инфраструктурой, в которых можно добиться быстрого эффекта увеличения добычи).

• Определение возможностей оптимизации наземной инфраструктуры месторождения (в первую очередь ликвидация избыточных мощностей).

На первый взгляд эти мероприятия  входят в число текущих задач, которые должны решать служба главного геолога и служба главного инженера нефтедобывающего предприятия. Однако опыт показывает, что чаще всего  на месторождении выявляются далеко не все возможности оптимизации. Ведь для этого необходим тщательный анализ в рамках единой межфункциональной  группы специалистов, ориентированных  на поиск экономически эффективных  подходов к оптимизации. К сожалению, такой анализ проводится отнюдь не везде, что обусловлено следующими причинами.

Как правило, службы главного геолога и главного инженера крайне загружены решением повседневных вопросов. В первую очередь они стремятся к тому, чтобы обеспечить необходимый объем геолого-технических мероприятий для выполнения текущих планов по добыче, поэтому у них не хватает времени на анализ потенциала месторождений в долгосрочной перспективе. Кроме того, службы главного геолога и главного инженера обычно сосредотачивают внимание на двух-трех месторождениях, где ведется основная добыча или бурение, а остальные участки фактически выпадают из их поля зрения. Время и усилия, которые уделяются анализу возможностей оптимизации на добывающих предприятиях, недостаточны даже для того, чтобы выявить существующий потенциал хотя бы в краткосрочной перспективе.

Деятельность российских нефтедобывающих компаний организована по функциональному принципу (геологические  изыскания, буровые работы, капитальное  строительство и т.д.). Внутри соответствующих  структур также создаются функциональные подразделения. Например, в состав службы главного геолога входят обособленные отделы, занимающиеся планированием  и мониторингом разработки пласта, подготовкой геолого-технических  мероприятий и т.д. Как показывает наш опыт, именно сфера межфункционального взаимодействия открывает большие  возможности для оптимизации, поскольку  четкая и слаженная работа специалистов различного профиля способна принести весьма впечатляющие результаты.

Вопросы разработки месторождений  в добывающих компаниях обычно воспринимаются как сугубо технические аспекты, не связанные напрямую с экономической  эффективностью. Соответственно, оптимизация  процессов разработки зачастую проводится без учета экономических показателей. При таком подходе высока вероятность  принятия неоптимальных решений.

В рамках оптимизации необходимо провести следующие мероприятия:

• программа по проведению дополнительного экономически эффективного бурения;
• программа по оптимизации системы поддержания пластового давления;
• программа по использованию методов увеличения нефтеотдачи;
• программа по выводу скважин из бездействия ;
• программа по оптимизации доразведки и прироста запасов в рамках месторождения;
• программа по оптимизации наземной инфраструктуры;
• комплексная программа по оптимизации затрат, включающая:

1. оптимизацию технических решений направленную на поиск наиболее эффективного технического решения относительно объектов или работ, с которыми связаны соответствующие затраты

2. оптимизацию планирования призванную исключить ненужные затраты
3. оптимизация контроля качества и выполнения объемов работ, которая играет большую роль для решения поставленных задач
4. оптимизацию процессов закупки услуг направленную на то, чтобы обеспечить оптимальное соотношение между ценой и качеством выполнения работ.

Более того опыт разработки месторождений показывает, что максимальный потенциал сокращения затрат сосредоточен в области оптимизации именно технических рычагов и рычагов  планирования, тогда как коммерческие рычаги играют в этом отношении второстепенную роль. Как показывает опыт, благодаря тщательному структурированному анализу в рамках межфункциональной рабочей группы можно обеспечить прирост добычи на 10—15%, а также существенно сократить операционные и капитальные затраты на освоение месторождения (около 10-20%), а следовательно и повысить рентабельность его разработки.

 

 

Заключение

На протяжении последних  лет российские нефтяные компании сталкиваются с рядом серьезных проблем. В  частности, наблюдается сокращение объемов добычи в традиционных нефтедобывающих районах, на долю которых приходится до 70% всей российской нефти. Это приводит к быстрому увеличению операционных и капитальных затрат в расчете на тонну добычи. В то же время у компаний практически нет новых месторождений на стадии роста, за счет которых можно было бы компенсировать спад добычи и замедлить рост затрат.

Сложившаяся система налогообложения, при которой государство забирает в виде экспортной пошлины, НДПИ и  налога на прибыль в общей сложности  до 70% от стоимости добытой нефти, ставит некоторые добывающие предприятия  на грань рентабельности. Зачастую добыча нефти на российских месторождениях характеризуется отрицательным  показателем текущих денежных потоков. С учетом этих обстоятельств российским нефтяным компаниям необходимо всячески стремиться повышать эффективность  добычи.

Проведенный анализ экономической  эффективности проекта по разработке месторождения дал следующие результаты:

• рентабельность по проекту – 0,06
• индекс доходности проекта – 0,017
• чистый дисконтированный доход по проекту – 57495380 руб.
• срок окупаемости проекта – 14 лет

Как видно из результатов  расчета рентабельность проекта  является очень низкой 0,06, что говорит  о плохой его прибыльности, т.е. с  точки зрения инвестирования средств  в данный проект эффективность его  будет никая. Индекс доходности проекта  также очень низкий – меньше единицы  – 0,017. Говоря о сроке окупаемости необходимо отметить, что этот показатель способен сигнализировать о степени рискованности проекта. Во всяком случае, многие менеджеры полагают, что чем больший срок нужен для возврата инвестированных сумм, тем больше шансов на неблагоприятное развитие ситуации, способное опровергнуть предварительные аналитические расчеты. Кроме того, считается, что чем короче срок окупаемости, тем больше денежные потоки в первые годы реализации инвестиционного проекта, а значит, и лучше условия для поддержания ликвидности компании. Вместе с тем метод расчета периода окупаемости обладает серьезными недостатками, т. к. игнорирует два важных обстоятельства: различие в стоимости денег во времени, существование денежных поступлений после окончания срока окупаемости (по этому параметру проекты могут различаться весьма существенно). Поэтому не стоит уделять большое внимание этому показателю, как основному. К нему следует обращаться для получения дополнительной информации по проекту.

Как видно из проведенного анализа повышение операционной эффективности разведки и добычи является ключевым приоритетом для российских нефтяных компаний. Использование описанных подходов по оптимизации разработки месторождений и оптимизации операционных и капитальных затрат позволит нефтедобывающим предприятиям повысить эффективность, занять лидирующие позиции в нефтяной отрасли и создать максимальную стоимость для государства и акционеров.

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

1. Новостные статьи www.riadagestan.ru

2. Новостные статьи www.oil&gas.ru

3. Курс лекций по дисциплине «Управление проектами» : д.т.н., профессор В.В. Трофимов, - СПб.: Экономика и Финансы, 2008г. (www48.narod.ru\slide\txt.html).

4. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96

5. Уткин Э.А., Кравченко В.П. Проект-менеджмент. М.: Издательство «ТЕИС», 2007г.