Оценка эффективности инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения

Для гидроразрыва пласта в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленной естественной небольшой проницаемостью пород, или скважины, фильтрационная способность призабойной зоны которых ухудшилась при вскрытии пласта.

Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. До разрыва пород скважину исследуют на приток и определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования на приток и данные о поглотительной способности скважины до и после разрыва позволяют судить о результатах операции, помогают ориентировочно оценить давление разрыва, правильно подобрать подходящие свойства и количество жидкости для проведения разрыва, судить об изменениях проницаемости пород призабойной зоны после разрыва. Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и промывают.

Важный вопрос, требующий особого внимания при проведении гидроразрыва -- определение местоположения и характера образующихся трещин.

2.3.2 Обработка призабойных зон

Обработка призабойных зон - еще один из важнейших геолого-технических мероприятий. Его сущность состоит в следующем.

В скважину на глубину продуктивного пласта напротив перфорации опускается волновое устройство (генератор), который создает волны давления необходимых параметров. Генераторы, спускаемые в скважины, не имеют подвижных частей и за годы эксплуатации зарекомендовали себя как весьма надежные устройства.

Волны давления, источником которых является генератор, проникают в призабойную зону скважины и способствуют ее очистке от загрязняющих коллектор твердых частиц, а также обеспечивают интенсификацию течения флюида по порам в необходимом направлении.

В результате работы генератора производится очистка призабойной зоны. Подключение генератора к скважине осуществляется с помощью насосно-компрессорных труб. Для функционирования генератора необходим насосный агрегат. Обычно используется агрегат, используемый для цементирования скважин. Обработка осуществляется путем прокачки нефти или дизельного топлива через генератор.

С помощью волновой технологии в различных регионах России и за рубежом обработано более 2000 скважин. Получено увеличение производительности добывающих скважин (в среднем на 50-60%) и приемистости нагнетательных скважин (в среднем на 60-70%), а в отдельных случаях в несколько раз. Улучшение коллекторских свойств продуктивных пластов позволило в ряде случаев повысить нефтеотдачу пластов по приближенным оценкам на 5-10%. Коэффициент успешности превысил в последнее время 90%.

Итак, методология экономической оценки проектов доразработки месторождений (с применением различных методов увеличения нефтеизвлечения) во многом отличается от оценки проектов разработки новых, т.е. подготовленных к разработке месторождений, где добыча углеводородов еще не начиналась. Вот почему, до непосредственной оценки инвестиционного проекта доразработки месторождения (месторождения, находящегося на поздней стадии разработки), важно изучить методику увеличения нефтеотдачи.

нефть доразработка месторождение

III. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Эффективное функционирование и устойчивое развитие хозяйствующих субъектов в рыночной экономике определяется их инвестиционной деятельностью. Она включает выбор объектов инвестиций, а также совокупность практических действий по реализации инвестиционных проектов.

Под термином «инвестиции» понимаются денежные средства, целевые банковские вклады, паи, акции и другие ценные бумаги, оборудование, технологии, интеллектуальные ценности, вкладываемые в объекты предпринимательской деятельности с целью получения прибыли, достижения иного положительного экономического и социального эффекта.

Реальные инвестиции представляют собой вложения средств в реальные активы - как материальные, так и нематериальные. Под материальными активами имеются в виду производственные здания и сооружения, а также любые виды машин и оборудования со сроком службы более одного года. Под нематериальными активами понимаются имеющие стоимостную оценку интеллектуальные ценности и права, которыми владеет предприятие.

Финансовые инвестиции представляют собой вложения средств в различные финансовые инструменты (активы), в частности, в ценные бумаги (облигации, акции), депозиты в банке и т.д. Эти инвестиции принято иначе называть портфельными инвестициями.

В мировой практике для выражения некоторой «единицы инвестиционной деятельности» используется термин «инвестиционный проект».

3.1 Понятие и классификация инвестиционных проектов

Понятие «инвестиционный проект» является частным случаем понятия «проект». Оно относится к числу основополагающих, фундаментальных понятий современного общества.

Проект как система имеет ряд свойств, которые необходимо учитывать:

· проект возникает, существует и развивается в конкретном и весьма сложном окружении, называемом внешней средой;

· состав проекта не остается неизменным в процессе его реализации. В нем могут появляться новые элементы, в то время как другие могут удаляться из его состава;

· проект, как и всякая система, может быть разделен на подсистемы и элементы, при этом между структурными элементами должны быть определены существенные и устойчивые связи.

Итак, под проектом понимается комплекс взаимосвязанных действий по концентрации и использованию ресурсов, направленный на достижение в течение ограниченного периода времени конкретно поставленных целей.

В связи с этим, инвестиционный проект рассматривается как комплекс взаимосвязанных действий по концентрации и использованию экономических ресурсов на предприятии той или иной отрасли экономики (в социальной сфере), направленный на получение в течение относительно длительного периода времени социальных или экономических выгод в реальных и прогнозируемых условиях хозяйствования.

Эффективность инвестиционного проекта - показатель, отражающий соответствие проекта целям и интересам его участников.

При работе с проектом и оценке его эффективности возникает необходимость в сборе максимально полной информации о сфере реализации проекта, об участниках этого проекта, о правовом обеспечении нормального хода производственного процесса. Одним из важнейших условий выбора рациональных методов обоснования, проектных решений с целью повышения надежности результатов является знание классификационных признаков инвестиционных проектов. Наиболее емкая классификация, охватывающая основные особенности проектов представлена в таблице 3.1

Таблица 3.1

Классификация инвестиционных проектов [1]

Признак классификации	Виды проектов
1. Направленность	Коммерческие, социальные, связанные с государственными интересами и т.д.
2. Масштаб	Малые, средние, крупные и мегапроекты
3. Характер инвестиционного цикла	С полным и неполным циклом
4. Степень участия государства	Государственные инвестиции, с государственным участием, без государственного участия
5. Объект инвестирования	В материальные активы В финансовые активы Нематериальны активы
6. Производственное назначение	На создание нового производства На расширение производства На модернизацию производства
7. Уровень влияния на экономическую ситуацию	На предприятии В регионе В стране
8. Взаимосвязь с другими инвестиционными проектами	Независимые Физически или экономически несовместимые Альтернативные Взаимоподчиненные Конкурирующие Дополняющие
9. Сложность	Мультипроекты Монопроекты
10. Состав участников	Международные Национальные Региональные Межотраслевые Отраслевые и т.д.
11. Степень обязанности для организатора проекта	Обязательные Необязательные
12. Степень срочности	Неотложные Откладываемые

Некоторые позиции классификации требуют комментариев.

Малые проекты относительно просты и ограничены объемами инвестиций. В мировой практике, например, к малым проектам относятся проекты с объемом капитальных вложений до 10-15 млн. дол. и трудозатратами до 40-50 тыс. человеко-часов. К малым проектам в нефтегазовой промышленности следует относить, например, проекты по реконструкции небольших по запасам месторождений: мероприятия, связанные с внедрением новой техники и технологии: ввод месторождений с годовой добычей природного газа до 5 млрд. м и т.д.

Средние и крупные проекты отличаются существенно большими объемами вложение и повышенной сложностью реализации. Для нас это освоение новых месторождений или масштабных мер по поддержанию добычи на крупных месторождениях.

Мегапроекты - это целевые программы, содержащие несколько взаимосвязанных проектов, которые имеют одну цель, объединены выделенными ресурсами и отпущенным на их выполнение временем. Такие программы могут быть международными, государственными, национальными, региональными. Эти проекты оказывают влияние на экономику страны, региона. Это, например, строительство крупного нефтеперерабатывающего завода, магистрального нефте- или газопровода, освоение группы крупных месторождений и т.д. Мегапроекты, как правило, отличаются высокой стоимостью (более 1 млрд. дол.), капиталоемкостью, потребностью в масштабных заимствованиях, значительной длительностью строительства основных объектов (5-7 лет), высокой трудоемкостью.

К обязательным относятся такие проекты, осуществление которых для компании является абсолютно необходимым по соображениям безопасности, соблюдения экологических требований, нормативов социального характера. К такому типу, например, относятся проекты по охране окружающей среды на действующих месторождениях.

Необязательные - это проекты, которые можно, вообще говоря, не выполнять. Например, для добывающих предприятий - проекты, связанные с интенсификацией добычи газа или нефти, переход на новые технологии и т.п.

В практической деятельности при оценке проектных решений следует учитывать взаимосвязь между проектами.

Альтернативные (физически и экономически несовместимые) проекты таковы, что принятие одного исключает принятие другого. Эти проекты являются как бы конкурентами в борьбе за ресурсы инвесторов. Примерами могут служить проекты, которые полностью исчерпывают ресурсы возможностей для газодобывающего предприятия: бурить ли дополнительные скважины на месторождении или строить мини-завод по производству бензина и дизельного топлива для собственных нужд.

Часто проекты физически несовместимы. Например, когда невозможно на одной площадке построить нефтеперерабатывающий завод и грузовой терминал.

В качестве примера экономической несовместимости можно привести реализацию одновременно двух вариантов разработки месторождения или строительства одного и того же трубопровода.

Проекты независимы, когда отклонение или принятие одного из них не влияет на принятие решения в отношении другого проекта. Так замена оборудования в двух различных цехах предприятия может осуществляться одновременно. Их оценка производится самостоятельно.

Конкурирующими проектами, например, являются строительство нефтепровода и железной дороги для транспортировки нефти от вводимого в эксплуатацию месторождения.

Проекты дополняют друг друга, когда один увеличивает рентабельность другого. Например, строительство мини-заводов по производству бензина и дизельного топлива увеличивает эффективность проекта разработки месторождения.

Проекты называют взаимоподчиненными, если один физически или экономически подчинен другому проекту, т.е. один проект не может быть реализован, пока не реализован другой проект. Например, целесообразность освоения нефтегазовых ресурсов в новом районе может непосредственно зависеть от того, будут ли созданы транспортные магистрали, обеспечивающие доставку оборудования и строительных материалов для сооружения производственных объектов. Взаимоподчиненные или взаимосвязанные проекты оцениваются одновременно как один проект, принятие одного проекта зависит от принятия другого, по этим проектам принимается единое (общее) решение (разработка нового месторождения и строительство необходимых объектов инфраструктуры).

В общем случае зависимыми будут проекты, использующие один и тот же ограниченный ресурс: землю, сырье, рынки сбыта и др.

Неотложные проекты характеризуются потерей своей инвестиционной привлекательности при отсрочке их реализации либо возможной недоступностью в будущем (например, различные приобретения - от активов до отдельных целых предприятий). Откладываемые проекты, привлекательность инвестиций в которые при их отсрочке изменяется незначительно.

3.2 Особенности инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности

Для оценки проектных решений чрезвычайно важным является знание специфических особенностей организационно-производственного и экономико-управленческого характера, присущих отдельным отраслям хозяйства.

К особенностям нефтегазодобывающего производства следует отнести:

v удаленность предмета труда (нефтегазонасыщенного пласта) и подземной части эксплуатационного оборудования от места непосредственного наблюдения и управления процессом нефтегазодобычи;

v невозможность изменить территориальное расположение месторождений;

v зависимость от природных горно-геологических условий и качества проведения геологоразведочных работ;

v динамичный характер (изменчивость во времени) природных факторов;

v обособленность производственных объектов;

v наличие нескольких стадий эксплуатации месторождений;

v комплексный состав добываемой продукции на месторождениях;

v неблагоприятное экологическое воздействие на природную среду процессов разработки месторождений;

v высокая неопределенность информации, используемой при составлении инвестиционных проектов;

v изменение воспроизводственной структуры капитальных вложений в процессе эксплуатации месторождения;

v длительность периода эксплуатации нефтегазовых объектов.

В свою очередь, каждая из указанных особенностей имеет свою специфику. Так к специфике геологоразведочных работ в нефтегазовой промышленности можно, в первую очередь, отнести:

v разбросанность объектов поисков и разведки на значительные территории;

v слабое развитие производственной и социальной инфраструктуры региона: удаленность объектов от баз снабжения;

v применение различных видов, методов и комплексов работ по изучению недр;

v постоянное перемещение фронта работ в пространстве;

v большая продолжительность полного цикла, связанного с открытием и подготовкой к эксплуатации залежей нефти и газа;

v необходимость опережающего проектирования геологоразведочных

работ по сравнению с проектированием добывающих предприятий;

v ухудшение показателей эффективности геологоразведочных работ начиная с момента достижения определенной степени изученности региона.

Знание и учет особенностей подотраслей нефтяной и газовой промышленности является необходимым условием качественной подготовки инвестиционных решений и надежного обоснования их эффективности.

Эти особенности определяют и специфику проектов освоения нефтегазовых ресурсов:

v зависимость объемов добычи нефти и газа от природных условий и уровня использования запасов углеводородов;

v невоспроизводимость природных ресурсов;

v динамичный характер природных факторов;

v стадийность эксплуатации месторождений;

v неопределенность исходной информации;

v длительность периодов реализации проектов;

v высокая капиталоемкость и продолжительный период осуществления капитальных вложений;

v высокий уровень риска инвестиций в поиски, разведку и разработку месторождений нефти и газа;

v постоянное ухудшение экономических показателей разрабатываемого месторождения, связанное с природными факторами;

v зависимость денежного потока, генерируемого инвестиционным проектом от истощения запасов месторождения.

3.3 Структура проектного цикла

Любой инвестиционный проект, независимо от его отраслевой принадлежности, сложности и масштаба выполняемых работ, проходит в своем развитии: от состояния, когда «проекта еще нет», до состояния, когда «проекта уже нет». Иначе говоря, проект имеет свое начало и конец во времени.

Жизненный цикл проекта является важным базовым понятием для исследования проблем финансирования работ по проекту и принятия решений по капиталовложениям на его реализацию.

Состояния, через которые проходит проект, согласно сложившейся практике называют фазами, этапами, стадиями. Ввиду многообразия самих проектов, сложности процесса их реализации, дать универсальный подход к разделению этого процесса на фазы практически невозможно. Решая для себя такую задачу, участвующие в работе над проектом люди и организации могут руководствоваться своей ролью в проекте, своим опытом и конкретными условиями его выполнения.

Важно одно: такое деление должно фиксировать моменты, в которых принципиально изменяются состояния проекта и принимаются решения о возможном направлении его развития.

Для потенциального инвестора важно иметь возможность сопоставления различных проектов. Поэтому, несмотря на разнородность и разнообразность инвестиционных проектов, их представление, в том числе и во времени, приходится унифицировать. Здесь возникает проблема разумного компромисса между необходимостью учета уникальности каждого проекта, в т.ч. отраслевых особенностей, и обеспечения сопоставимости полученных описаний многих проектов, которые могут стать объектом практической реализации.

Проектный цикл включает три основных фазы:

ь предынвестиционную;

ь инвестиционную;

ь эксплуатационную.

В течение первой происходит разработка идеи проекта, готовится технико-экономическое обоснование (ТЭО), ведутся переговоры с потенциальными инвесторами и участниками проекта.

Следующий отрезок времени отводится под стадию собственно инвестирования. На этой стадии заключаются необходимые соглашения и формируются активы, необходимые для реализации проекта (строительство, оснащение оборудованием, подготовка персонала и т.д.).

С момента ввода оборудования в действие начинается третья фаза - эксплуатационная. Она завершается ликвидацией производства и утилизацией самортизированных активов. Ясно, что продолжительность эксплуатационной фазы оказывает значительное влияние на общую эффективность проекта, поскольку именно на этой стадии достигаются практически все выгоды по проекту.

Далее рассмотрим содержание основных этапов проекта.

Идентификация или формулирование проекта включает:

· определение задач и целей проекта;

· отбор идей проекта;

· предварительный анализ осуществимости проекта;

· отсев худших вариантов;

· проверку достижимости целей проекта;

· формирование предварительной документации по выбранному варианту проекта.

Разработка проекта. Главным в процессе разработки проекта является анализ его осуществимости и эффективности. Следует окончательно обосновать, следует ли проводить проект и какой вариант является лучшим для достижения целей проекта. Обоснование проводится для проекта в целом и по основным его аспектам: техническим, влиянию на окружающую среду, социальным, культурным и экономическим.

При проведении анализа эффективности проекта нет какого-либо стандартного образца. Теме не менее следует ответить на несколько вопросов:

Является ли проект технически исполнимым. Представляет ли он собой воплощение лучшей из имеющихся технических альтернатив?

Допустима ли соответствующая организационная, правовая и административная структура осуществления проекта?

Имеется ли достаточный спрос на продукцию проекта внутри страны и за рубежом?

Является ли проект экономически оправданным и реализуемым с финансовой точки зрения?

Совместим ли проект с обычаями и традициями заинтересованных групп населения?

Удовлетворяет ли проект национальным и международным экологическим требованиям?

Экспертиза. Инвестиционные проекты, особенно в нефтегазовом комплексе, предполагают очень большие затраты. Естественно, что инициатор проекта старается максимально застраховать себя от ошибок, ведь цена их, например, в нефтегазовом комплексе, может достигать миллионов и даже многих миллиардов долларов США. Экспертиза обеспечивает детальный анализ всех аспектов и последствий проекта.

Экспертиза предполагает детальный анализ выгод и затрат по проекту, учитывая:

· техническую реализуемость и прогрессивность; воздействие на

окружающую среду;

· коммерческие перспективы, включая привлекательность и спрос на продукты проекта;

· экономический анализ общих последствий проекта для национального развития и благосостояния населения;

· финансовый анализ самого проекта, а также оценку его влияния на финансовое состояние предприятия, осуществляющего проект:

· социальное воздействие, включая учет местных условий, обычаев, а также справедливость распределения благ от проекта;

· институциональный (правовой и административно, управленческий) анализ.

Переговоры по проекту. На стадии переговоров осуществляется подготовка и подписание соглашений по реализации проекта. Для проекта,

финансируемого международной финансовой организацией или крупным банком, речь идет прежде всего о выработке и подписании кредитного соглашения. На этой стадии заключаются также генеральные соглашения по участию в проекте различных инвесторов, а также долгосрочные соглашения о поставках ресурсов или сбыте продукции проекта. В итоге на этой стадии все взаимоотношения между участниками проекта должны обрести договорно-правовую форму с конкретными обязательствами по реализации проекта.

Реализация проекта. Реализация проекта длится в течение строительства и последующей эксплуатации. Она - этап полной ответственности проектоустроителя и его кредиторов. Реализация начинается с планирования работ по проекту, часто с использованием методов теории расписаний и сетевого планирования. Одновременно решаются вопросы организации управления работами проекта. Осуществляются строительно-монтажные и пуско-наладочные работы. Наконец, проводится подготовка производственного персонала, испытания и пробная эксплуатация технических систем. Стадия реализации завершается сдачей технологических комплексов и систем в постоянную эксплуатацию.

Эксплуатационная фаза проекта осуществляется практически до конца его срока жизни. На этой стадии наиболее важно правильное управление предприятием, призванное обеспечить достижение целей проекта. Контроль и оценка деятельности по осуществлению проекта требует создания управленческой информационной системы, для этого используются различные методы, среди которых наибольшее распространение получили методы сетевого планирования и управления.

Завершающая оценка результатов дает ответы на следующие вопросы:

v Были ли исходные цели проекта четко определены и осуществлены?

v Оказался ли правильным выбор технических решений?

v Правильно ли были оценены местные социально-экономические и экологические условия?

v Имели ли место значительные перерасходы по смете и, если были, то по каким причинам?

v Была ли достигнута запланированная норма прибыли или рентабельности и, если нет, то по какой причине?

3.4 Критерии финансовой оценки инвестиционных проектов их особенности

Инвестиционный проект может быть описан с помощью порожденных им денежных потоков. На основе этих денежных потоков рассчитываются критерии оценки финансовой эффективности инвестиционного проекта.

Критерии оценки финансовой рентабельности проектов должны удовлетворять ряду требований:

v обеспечивать базу для ранжирования проектов по степени их приоритетности;

v информировать о том, достигается ли некоторый минимальный пороговый уровень эффективности;

v учитывать степень риска проекта вложений;

v определять экономическую ситуацию, складывающуюся

v после реализации проекта.

Несмотря на существенные отличия отдельных проектов их финансовая оценка имеет единую фундаментальную теоретико-методическую основу и базируется на определенной системе показателей.

1) Чистый дисконтированный доход (ЧДД)

Для оценки эффективности любого инвестиционного проекта в первую очередь следует определить чистый дисконтированный доход - ЧДД (NPV - net present value), который определяется на основе разности между суммой текущих стоимостей денежных потоков (выгодами проекта и затратами). ЧДД - это величина, полученная дисконтированием (при постоянной или переменной ставке дисконта) разницы между всеми годовыми оттоками и притоками реальных денег за период проекта, накапливаемыми в течение жизни проекта. Эта разница дисконтируется началу проекта. Чистые дисконтированные доходы, полученные для количества лет жизни проекта, складываются, чтобы получить ЧДД проекта в целом:

ЧДД = Фдп(0) + Фдп(t₁) б(t₁) + …+ Фдп(Т) б(T), (3.1)

где Фдп(t_k) - денежный поток для проекта в целом или отдельного его участника, t=0 - начало проекта, T - окончание проекта, б(t_к) - коэффициент дисконтирования в период планирования t_k , связанный со ставкой дисконта управлением.

б(t_к) = (1 + i)^-tk_. (3.2)

Значения коэффициентов дисконтирования (а) можно получить из таблиц дисконтированных величин.

Более привычно представление ЧДД в виде:

T

ЧДД = У (В_t - З_t)/(1+i)^t , (3.3)

t=0

где t - период планирования, В_t - поток выгод, З_t - поток затрат (капитальные вложения, эксплуатационные затраты и налоги), T - срок жизни проекта, i - ставка (норма) дисконта.

Ставка (норма) дисконта должна быть равной рыночной стоимости капитала, например, фактической ставке процента по долгосрочным кредитам.

Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта) и может рассматриваться вопрос о его принятии. Чем больше ЧДД, тем эффективнее проект.

ЧДД зависит исключительно от прогнозируемых потоков Денежных средств, генерируемых проектом, и от альтернативных издержек (ставки дисконта).

Показатель ЧДД обычно считают самым надежным показателем эффективности инвестиций, но у него есть несколько недостатков.

ЧДД определяет абсолютную величину отдачи от инвестиций и скорее всего чем больше инвестиции, тем больше будет результат. Следовательно, результаты сравнений инвестиций различных размеров будут искажены, если использовать ЧДД. ЧДД не информирует о временном промежутке до того момента, как инвестиция становится прибыльной.

2) Внутренняя норма рентабельности (ВНР)

ВНР является вторым наиболее значимым показателем, используемым в оценке эффективности инвестиционных проектов. (ВНР) определяется как ставка дисконта, при которой дисконтированная стоимость притоков реальных денег равна дисконтированной стоимости оттоков Другими словами, это норма дисконта, при которой дисконтированная стоимость чистых поступлений от проекта равна дисконтированной стоимости инвестиций. ЧДД в таком случае равен нулю.

Для определения внутренней нормы рентабельности инвестиционного проекта продолжительностью T периодов планирования следует решить следующее уравнение:

 T

ЧДД = У Фдп_t / (1+ВНР)^t = 0. (3.4)

t=0

Итак, по критерию внутренней нормы рентабельности (доходности) инвестиционный проект следует принять, если ставка дисконта меньше, чем внутренняя норма доходности (рентабельности).

Рис. 3.1. Зависимость ЧДД от изменения нормы дисконта

Если ставка дисконта меньше внутренней нормы рентабельности, равной 20%, то проект имеет положительную чистую текущую стоимость. Если ставка дисконта равна внутренней норме рентабельности, проект имеет нулевую чистую текущую стоимость. Наконец, если ставка дисконта превышают внутреннюю норму доходности, проект имеет отрицательную чистую приведенную стоимость.

Итак, чем больше разница между ВНР и ставкой дисконта, тем устойчивей проект, тем с большими рисками он справится.

Однако и этот показатель имеет серьезные недостатки, которые не позволяют применять его в качестве более предпочтительного по сравнению с ЧДД.

Во-первых, не всякий проект имеет внутреннюю норму рентабельности. Если чистые выгоды проекта начинают возникать так скоро, что они положительны в любой годовой период планирования, то внутренняя норма рентабельности просто отсутствует.

Во-вторых, есть проекты, имеющие не одну, а несколько внутренних норм, что характерно для многих проектов освоения нефтяных и газовых месторождений. В подобных случаях критерий ВНР неприменим. Множественность значений ВНР возникает, когда чистые выгоды проекта более чем один раз меняют знак в течении его жизненного цикла.

3) Индекс доходности

Этот критерий определяется как отношение дисконтированного дохода к дисконтированным капитальным вложениям.

T T

ИД = У(В_t - З_эt)/(1+i)^t /У КВ_t /(1+t)^t, (3.5)

t=0 t=0

где КВ_t - капитальные вложения в период времени t, З_эt - эксплуатационные затраты.

Если у проекта положительный ЧДД, то ИД > 0, а если ЧДД < 0, то ИД < 0.

4) Срок окупаемости

Этот критерий можно охарактеризовать как число периодов планирования, в течение которых совокупные прогнозируемые потоки денежных средств покрывают первоначальные инвестиции. Другими словами срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах, годах), начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарными результатами его осуществления.

Чем меньше срок окупаемости, тем более эффективен инвестиционный проект.

IV. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Описание проекта

В качестве примера рассмотрим оценку эффективности инвестиционного проекта доразработки одного из нефтяных месторождений, находящихся в Западной Сибири.

Сущность рассматриваемого проекта - повышение уровня добычи нефти за счет проведения геолого-технических мероприятий, таких как: гидравлический разрыв пластов, обработка призабойных зон, перфорационные методы, нестационарное заводнение, зарезка бокового ствола, дострелы и вывод из бездействия.

Целью осуществления данного проекта является построение и исследование некоторой экономико-математической модели процесса реализации проекта; определение критериев оценки инвестиционных проектов, таких как: чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма рентабельности (ВНР) и срок окупаемости (Ток).

Стадия доразработки нефтяного месторождения, на основе которого оценивается эффективность инвестиционного проекта, характеризуется падающей добычей нефти, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, что оказывает существенное влияние на экономические показатели разработки в направлении их ухудшения: растет число нерентабельных скважин, снижается эффективность нефтедобычи.

Для того чтобы повысить уровень добычи нефти на месторождении, планируется проведение геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) -- работа по интенсификации добычи нефти и газа путем воздействия на продуктивные пласты (восстановление или увеличение проницаемости, охват пласта притоком и закачкой; регулирование депрессии, отборов жидкости; изоляция обводненных пластов и их интервалов) и применения технико-технологических способов улучшения (облегчения) условий транспортирования нефти с забоя на устье скважины. На данном месторождении проводились такие мощные ГТМ, как, гидравлический разрыв пластов (ГРП) и обработка призабойных зон (ОПЗ). ГРП, например, представляет собой создание искусственных и расширение имеющихся трещин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. За счет этого дебиты скважин могут увеличиваться в десятки раз.

Методология экономической оценки проектов доразработки во многом отличается от оценки проектов разработки новых, т.е. подготовленных к разработке месторождений, где добыча углеводородов еще не началась.

4.2 Методика оценки эффективности инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения

Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за расчетный срок разработки. Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает ответ об эффективности варианта в целом. Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений рентабельности (IRR) определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит. Если расчетный показатель IRR равен или больше процентной ставки, инвестиции в данный проект являются оправданными. Здесь необходимо отметить тот факт, что показатель IRR играет важную роль при оценке проектов по вновь вводимым месторождениям, требующим значительных капитальных затрат.

Исходя этого, можно сделать вывод о том, что показатель чистого дисконтированного дохода для месторождений, находящихся в эксплуатации, надо рассчитывать на основе денежного потока, вызываемого не инвестиционным проектом, а эксплуатацией месторождения. Денежный поток инвестиционного проекта - это зависимость от времени денежных поступлений и платежей при реализации порождающего его проекта, определяемая для всего расчетного периода. Возможностей для расчета других показателей (внутренняя норма доходности, срок окупаемости, индекс доходности, максимальный накопленный отрицательный поток, отражающий потребность во внешнем финансировании) на таких месторождениях зачастую просто не существует -- проектные годовые денежные потоки оказываются положительными.

Также стоит напомнить известное в экономике положение, которым надо руководствоваться при принятии инвестиционных решений: прошлые затраты при расчетах эффективности капиталовложений не должны приниматься во внимание.

Итак, методический подход для оценки эффективности проекта доразработки месторождения должен основываться на разделении и отдельном анализе денежных потоков, возникающих при доразработке месторождения, расчете всех показателей инвестиционного проекта, включении в сравниваемые варианты доразработки только рентабельного разбуривания оставшихся продуктивных площадей и экономически эффективных ГТМ.

Для реализации такого подхода следует считать обязательным формирование денежного потока, сопутствующего базовому варианту денежного потока по месторождению. Под базовым понимается вариант, в соответствии с которым осуществление капитальных вложений не предусматривается. Под базовым вариантом можно понимать и тот, в котором предусматривается использование существующих основных фондов с объемом капитальных вложений, направляемых на простую замену выходящего из строя оборудования. Однако при этом необходима предварительная оценка эффективности этих инвестиций.

Все другие варианты доразработки для оценки их эффективности и выбора наилучшего должны сравниваться с базовым вариантом. На этой основе оценивается эффективность инвестиций на реализацию всех независимых друг от друга мероприятий.

В связи с этим, все проводимые расчеты для оценки эффективности проекта доразработки нефтяного месторождения проводились на основе двух вариантов (базового варианта и варианта с инвестициями).

4.3 Оценка инвестиционного проекта

4.3.1 Общие положения

Эффективность освоения продуктивных объектов нефтяного месторождения за период с 2007 по 2027 г.г. определялись при условии сбыта нефти на внутреннем рынке по цене 10656 руб./т и на внешнем - по 888 долл/т (или 120 долл/барр.).

Налоговые ставки, участвующие в экономической оценке проекта, приняты в соответствии с законодательством.

Транспортные расходы на внешнем рынке рассчитывались на основе тарифа, принятого в размере 21.5 долл/т.

Расчет экономических показателей эффективности произведен в постоянных ценах (без учета инфляции), при курсе доллара 1$ - 24 руб.

4.3.2 Показатели экономической оценки

Эффективность проекта доразработки нефтяного месторождения определяется на основе трех критериев: чистого дисконтированного дохода (ЧДД), внутренней нормы рентабельности (ВНР) и срока окупаемости (Ток).

Помимо этого по нефтяному месторождению рассчитываются оценочные показатели, включающие в себя выручку от реализации продукции, капитальные вложения на бурение новых скважин и их обустройство, эксплуатационные затраты на добычу нефти, налоги и платежи. На основе этих показателей определяется денежный поток, накопленный денежный поток, дисконтированный денежный поток, накопленный дисконтированный денежный поток.

Как было сказано в предыдущем пункте раздела, все проводимые расчеты для оценки эффективности проекта доразработки нефтяного месторождения проводились на основе двух вариантов (базового варианта и варианта с инвестициями). Поэтому все оценочные показатели рассчитываются по каждому варианту отдельно.

Оценочные показатели по базовому варианту отражены в таблицах 4.1, 4.2 и по инвестиционному варианту - в таблицах 4.3, 4.4, 4.5.

Далее на основе разницы денежного потока между базовым вариантом и вариантом с инвестициями определяется критерии эффективности - ЧДД, ВНР и Ток.

Денежный поток по базовому варианту и инвестиционному проекту отражен в таблице 4.6 и таблице 4.7 соответственно. На основе этих данных в таблице 4.10 приводится сравнительная характеристика показателей базового варианта и инвестиционного проекта.

На рисунке 4.1 отображен график сравнительного анализа денежного потока по базовому варианту и инвестиционному проекту (с проведением геолого-технических мероприятий).

4.3.3 Налоговая система

Оценка инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения проведена с учётом налоговых платежей и отчислений.

Налог на добавленную стоимость на нефть взимается в размере 18% от объема реализованной продукции на внутреннем рынке.

Налог на добычу нефти, с учетом поправок от 18.08.04 №102-ФЗ, рассчитывается на основе ставки, установленной в размере 419 руб./т, с коэффициентом, характеризующим динамику мировых цен на нефть - Кц.

Экспортная пошлина рассчитывается с учетом поправок, внесенных ФЗ №112 от 18.08.04. Данный налог определяется на основе шкалы, установленной в зависимости от уровня цены нефти на внешнем рынке. При цене свыше 182.5 долл./т экспортная пошлина рассчитывается в размере 65% от разницы цен, с учетом ставки, равной 29.2 долл./т.

Налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2.2% от среднегодовой стоимости основных фондов.

Налог на прибыль составляет 24 % от прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.

Единый социальный налог в соответствии с Федеральным законом РФ от 20.07.04 №70-ФЗ с 1 января 2005 г. рассчитывается в зависимости от размера годового фонда оплаты труда. При годовом доходе работника, ограничивающемся 280 тыс. руб., ставка этого налога составит 26%.

Страхование от несчастных случаев составляет 0.8% от фонда оплаты труда.

Плата за землю рассчитывается исходя из ставки, установленной в размере 20.81 млн. руб./год.

4.3.4 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

При определении денежного потока по базовому варианту расчет происходит без капитальных вложений, а эксплуатационные затраты учитываются за вычетом геолого-технических мероприятий и перевода добывающих скважин из нагнетательных. При определении денежного потока по инвестиционному проекту, эксплутационные затраты учитываются в полном объеме (с геолого-техническими мероприятиями и с переводом добывающих скважин из нагнетательных), также как и капитальные вложения.

Капитальные вложения на обустройство вновь вводимых скважин определялись по следующим направлениям: оборудование не входящее в сметы строек, оборудование для прочих организаций, нефтесборные сети, комплексная автоматизация, внутрипромысловые дороги, промводоснабжение, электроснабжение и связь, система ППД, обустройство кустовых площадок, прочие (непредвиденные затраты), природоохранные мероприятия.

Расчет капитальных вложений в строительство перечисленных выше объектов, за исключением системы ППД, производится в соответствии с числом добывающих скважин и удельными затратами по отдельным направлениям.

Затраты на создание системы ППД с закачкой холодной воды определяются в соответствии с числом нагнетательных скважин.

Прочие затраты при строительстве объектов нефтепромыслового обустройства исчисляются в размере 10% от суммы капитальных вложений, направляемых на строительство объектов нефтепромыслового обустройства.

Затраты на природоохранные мероприятия определяются в количестве 10% от общей суммы капитальных вложений, включающих в себя затраты на буровые работы и нефтепромысловое строительство.

В состав эксплуатационных затрат включены расходы на вспомогательные материалы, топливо, заработную плату производственных рабочих и административного персонала, амортизацию основных производственных фондов, аренду помещений, использование транспортных средств, капитальный ремонт, услуги других организаций, прочие затраты, а также налоги и платежи, относимые на себестоимость добываемой продукции.

Поэлементные затраты объединены в три группы, включающие в себя текущие издержки, налоговые платежи и амортизационные отчисления.

Текущие издержки, связанные с процессом нефтедобычи и реализацией продукции, определяются в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями по вариантам разработки в разрезе следующих статей: обслуживание добывающих скважин, обслуживание нагнетательных скважин, сбор и транспорт нефти и газа, технологическая подготовка нефти, энергетические затраты, капитальный ремонт добывающих скважин, капитальный ремонт нагнетательных скважин, затраты на ППД, затраты на мероприятия по интенсификации добычи нефти, транспортные расходы на внешнем рынке, амортизация скважин и прочих основных фондов.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимости от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, отчисления на соцстрах, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования. В расчетах удельные затраты по этой статье приняты в размере 1385 тыс. руб./скв.-год.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений. Удельные затраты по этим статьям соответственно составляют 0.7 и 3.35 руб./т жидкости.

Энергетические затраты на подъем извлекаемой жидкости определяются исходя из ее объема, расхода электроэнергии, составляющего 19 кВт.ч/т.жидк. при добыче нефти ЭЦН, и стоимости 1 кВт.ч, равной 1.1 руб.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин и затрат на закачку воды.

Издержки на обслуживание одной нагнетательной скважины приняты в размере 740 тыс.руб./скв.-год.

При закачке холодной воды учитываются энергетические затраты, рассчитываемые на основе удельного расхода электроэнергии, составляющего 5 квт.ч/м3, средней стоимости электроэнергии и объема закачиваемой воды.

Амортизация скважин и прочих основных фондов определяется по действующим нормам на реновацию.

Кроме традиционных статей калькуляции в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти учтены платежи и налоги, начисляемые на себестоимость добываемой продукции. К их числу относятся налог на добычу нефти, единый социальный налог, плата за землю.

Как уже было сказано в предыдущих пунктах, расчет базового варианта проекта доразработки подразумевает учесть эксплуатационные затраты за вычетом геолого-технических мероприятий и капитальных вложений. По варианту инвестиционного проекта учитываются эксплуатационные затраты с учетом затрат на ГТМ, и также все капитальные вложения.

4.3.5 Результаты оценки инвестиционного проекта

В результате оценки инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения установлено, что за 20 лет добыча нефти увеличится и составит 72742,46 тыс.т. Произошло это за счет применения методов интенсификации нефти - проведения мощных геолого-технических мероприятий, таких как ГРП, ОПЗ, перфорационных методов, зарезки бокового ствола, нестационарное заводнение, дострелы и вывод из бездействия. Более 48% в общей сумме затрат на ГТМ, равной 11319,43 млн. руб., составляют затраты на ОПЗ.

На рисунке 4.2 отображен график сравнительного анализа объемов добычи нефти по двум рассматриваемым вариантам.

Оценка эффективности инвестиционного проекта доразработки подразумевала расчет денежного потока по базовому варианту и варианту с инвестициями. Критерии эффективности (ЧДД, ВНР, Ток) рассчитывались на основе разницы денежных потоков базового варианта и варианта с инвестициями. Значения критериев эффективности инвестиционного проекта приведены в таблице 4.11.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) составит 38256,16 млн.руб. ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным и может рассматриваться вопрос о его принятии.

Внутренняя норма рентабельности (ВНР) 427%. Срок окупаемости (Ток) составит 1,25 года.

Оценка эффективности инвестиционного проекта доразработки нефтяного месторождения показала, что проект является эффективным. Такой вывод можно сделать на основе данных, полученных в результате расчета критериев эффективности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Курпитко В.Г., Саркисов А.С. Оценка рисков нефтегазовых проектов. Учебное пособие. - М.: ГПУ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

2. Гиматудинов Ш.К., Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. - М.: Изд-во «Недра», 1978.

3. Думанский Ю.Г., Кузнецов А.М., Поддубный Ю.А. (ОАО «НК «Роснефть»), Организационно-экономические вопросы повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НК «Роснефть», «Повышение нефтеотдачи пластов», № 4, 2003.

4. Дунаев В.Ф., Максимов П.К., Методы оценки экономической эффективности доразработки нефтяных и газонефтяных месторождений, «Нефть, газ и бизнес», № 2, 2000.

5. Злотникова Л.Г., Колядов Л.В., Мусатова Е.В., Практикум по финансовому менеджменту. Учебное пособие. - М.: ГПУ Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.

6. Зубарева В.Д., Алексанов Д.С., Экономический анализ инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности: народнохозяйственный подход, - М.: Изд-во «Полиграф», 1997.

7. Зубарева В.Д., Андреева О.П., Экономический анализ инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности, «Нефть, газ и бизнес», № 5, 2002.

8. Иванова Н.Н., Осадчая Н.А., Экономическая оценка инвестиций. - Ростов-на-Дону: Изд-во «Феникс», 2004.

9. Ивасенко А.Г., Никонова А.А., Инвестиции: источники и методы финансирования. Издание второе, стереотип. - М.: Изд-во «Омега-Л», 2007.

10. Идрисов А.Б., Карташев С.В., Постников А.В., Стратегическое планирование и анализ эффективности инвестиций. - М.: Изд-во «Филинъ», 1997.

11. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдлер Л.В., «Современное состояние и прогноз развития нефтегазового комплекса России на ближайшие десятилетия XXI века с учетом международных тенденций», «Нефтегазовая геология. Теория и практика», № 2, 2007.

12. Коршак А. А., Шаммазов А.М., Основы нефтегазового дела. - Уфа: Изд-во «ДизайнПолиграфСервис», 2005.

13. Крайнова Э.А. Разработка концепции нефтегазового проекта. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006.

14. Подольский Ю.В., Прищепа О.М., Нефтегазовый потенциал России. Современное состояние, перспективы развития, «Нефтегазовая геология. Теория и практика», № 2, 2007.

15. Смолдырева Л.К., Камалова Ж.В., Отт В.И., Пирогов Е.А., Экономическое обоснование оптимизации функционирования фонда добывающих скважин на поздних стадиях разработки месторождения, «Интервал», № 11, 2002.

16. Уразаков К.Р., Дашевский А.В., Здольник С.Е., Справочник по добычи нефти. - М.: Издв-во «Недра», 2006.

17. Форест Грей, Добыча нефти. Petroleum Production in Nontechnical Language М.: Изд-во «Олимп-бизнес», 2006.

18. Халимов Э.М., Халиллов Ю.Э., О рациональной разработке нефтяных месторождений и новых экономических условиях, «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление», № 5, 2002.

19. Юсуфов И.Х. Доклад на совещании по вопросам нефтяной промышленности России 20 февраля 2002 г. Пресс-релиз пресс-службы Минэнерго РФ 20.02.02.

20. Http://www.cfin.ru/ - Корпоративный менеджмент: теория и практика финансового анализа.

21. Http://www.mineral.ru/ - Информационно-аналитический центр «Минерал»: все о минерально-сырьевом комплексе России и мира.

22. Нttp://www.ngv.ru/ - Национальный отраслевой журнал «Нефтегазовая вертикаль».

23. Http://www.oilcapital.ru/ - «Нефть и капитал» - информационный ресурс ТЭК.

24. Http://www.zinsin.ru/ - Агентство инвестиционного цикла.

Размещено на Allbest.ru