Инвестиций при разработке нефтяных месторождений

Инвестиции в нефтяной промышленности

Дата публикации — 03.03.2020 г.

Шаркова Антонина Васильевна,
доктор экономических наук, профессор,
руководитель Департамента отраслевых рынков
Факультета экономики и бизнеса,
Финансовый университет при Правительстве
Российской Федерации

Кунанбаева Кымбат Бакыткереевна,
старший преподаватель
Департамента отраслевых рынков
Факультета экономики и бизнеса,
Финансовый университет при Правительстве
Российской Федерации

Ключевые слова: ]]> Финансовый университет ]]> , топливно-энергетический комплекс, инвестиции, нефтяная промышленность.

Топливно-энергетический комплекс составляет основу развития национальной экономики. Нефтяная промышленность в структуре топливно-энергетического комплекса занимает ключевое звено. Развитие нефтяной промышленности обусловлен серьезными инвестиционными вложениями, поскольку разработка новых месторождений, особенно находящихся в трудноизвлекаемых месторождениях сопровождается большими инвестициями. Разработка трудноизвлекаемых месторождений отличается сравнительно неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти, ее физическими свойствами.

Нефтяная промышленность имеет стратегическое значение для формирования бюджета страны. По итогам 2019 года доля России в мире по составила: запасам нефти 6,2%; по добыче нефти 11,5%; по переработке нефти 7,0%; по потреблению нефтепродуктов 3,6%; по экспорту нефти 12,8%; по экспорте нефтепродуктов 13,3%. В 2019 году удалось сдержать стабильную доходную базу федерального бюджета, несмотря на снижение цены на нефть на 10% (в долларах) по сравнению с 2018 годом. Снижение цены на нефть было немного смягчено ослаблением курса рубля примерно на 3%. В итоге доходы от нефтегазовой промышленности сократились на 12%, но несмотря на это снижение, доходная часть бюджета была компенсирована ростом ненефтегазовых поступлений [1].

В целом инвестиции в основной капитал в России по итогам 2019 года возросли на 1,7%. Если сравнить с инвестициями в основной капитал 2017 и 2018 годов, где наблюдался активный рост (+4,8% и 5,4% соответственно), то рост инвестиций в 2019 году был незначительный. Наиболее серьезное снижение инвестиций среди всех отраслей произошло в сфере услуг для добычи полезных ископаемых – более чем на 30%. Отрицательная динамика инвестиций после активного роста в 2017, 2018 годах также наблюдается в электроэнергетике, теплоэнергетике и газоснабжения. Положительная динамика инвестиций наблюдается в производстве кокса и нефтепродуктов [2].

На инвестиции в нефтяной промышленности существенное влияние оказывают такие факторы, как энергоресурсов, развитости , характер политики стран и др. Учитывая современное состояние экономики, влияние новой короновирусной инфекции на развитие энергетических рынков вопросы инвестирования являются особенно актуальными. Поэтому энергетическом страны 2035 года следует учитывать приоритет инвестирования в долгосрочной перспективе.

Инвестиции в нефтедобычу и в модернизацию нефтегазохимических производств представлена в таблице 1. По данным таблицы можно отметить, что наиболее привлекательно для инвестиции остается нефтедобыча.

Источник

Инвестиций при разработке нефтяных месторождений

Вопрос актуальности оценки инвестиционной привлекательности разработки нефтяных месторождений можно назвать риторическим. При оценке эффективности разработки нефтяных месторождений необходимо и целесообразно проводить перспективное планирование с целью выбора стратегии развития как отдельного предприятия, так и нефтяной компании в целом [4]. Для решения этой задачи необходимо произвести ранжирование всех месторождений, разрабатываемых компанией, по основным показателям экономической эффективности с целью определения их инвестиционной привлекательности и определения приоритетов на долгосрочную перспективу. В ходе данной работы необходимо принять следующие условия:

оценка экономической эффективности производится согласно расчету добычи нефти по единой методике блока технологий компании;
макроэкономические параметры, используемые при расчете, являются для всех месторождений едиными, ежегодно пересчитываются и представляются для переутверждения управлению по инвестициям;
удельные эксплуатационные расходы – индивидуальны для каждого месторождения;
с учетом ежегодно сложившегося факта как по уровню добычи, так и по стратегии развития компании необходимо производить пересчет.

После выполнения расчетов по оценке эффективности каждого месторождения производится ранжирование по показателям рентабельности для выявления месторождений:

инвестиционно-привлекательных;
с низкой рентабельностью;
нерентабельных.

Для первых двух групп месторождений в дальнейшем готовятся программы разработки (набор геолого-технических мероприятий (далее ГТМ), бурение, строительство инфраструктурных объектов), а последняя группа рассматривается на предмет возможной оптимизации или продажи [2].

Для объективной оценки эффективности разработки месторождений необходимо производить формирование инвестиционных проектов с отнесением всех видов затрат на конкретное месторождение (исключение составляют затраты общехозяйственного характера, которые относятся на предприятие). В зависимости от целей существует два подхода к формированию инвестиционных проектов:

планирование на ближайшую перспективу – составление инвестиционных проектов по разработке месторождений на период в зависимости от требований компании на три, пять и т.п. лет;
планирование на текущий (отчетный) год – составление инвестиционных проектов по разработке месторождений, которые включают в себя различного вида мероприятия, отвечающие стратегии бизнес-планирования компании.

Формирование инвестиционных проектов должно начинаться с ревизии всего фонда скважин месторождения с целью выявления скважин-кандидатов для проведения ГТМ, уточнения и согласования скважино точек для намеченного бурения, после чего приступают к планированию непосредственно ГТМ (вида, количества и графика проведения) и расчета дополнительной добычи нефти от данных ГТМ. В зависимости от вида ГТМ расчетный период для дополнительной добычи нефти выглядит следующим образом (выведен на основании имеющейся статистики по основным компаниям отрасли):

для проектов бурения и геолого-разведочных работ (далее ГРР) – 15 лет;
для проектов гидро разрыва пласта (далее ГРП) – 4 года;
для проектов капитального ремонта скважин (далее КРС) (за исключением таких видов работ, как приобщение и возврат на другие объекты и зарезки вторых стволов) – 3 года;
для проектов приобщения и возврата на другие объекты и зарезки вторых стволов – 5 лет;
для всех проектов текущего ремонта – 1 год;
для проектов повышения нефтеотдачи пластов – 1 год.

Для всех видов проектов с расчетным периодом более одного года необходимо на последующие периоды закладывать нормативные ГТМ (КРС – 1 раз в три года и профилактический ремонт скважин – согласно сложившемуся по конкретному месторождению межремонтному периоду) [5].

При этом нельзя планировать выполнение различных видов основных ГТМ (свойственных именно данному проекту, например, для проектов ГРП – основной ГТМ – ГРП) на одной и той же скважине, т.е. нельзя планировать одну и ту же скважину на нескольких проектах текущего года. При планировании необходимо учитывать дополнительные затраты на сверхнормативные ГТМ, т.е. ремонты по скважинам, на которых в текущем году уже выполнено основное ГТМ. Планирование сверхнормативных ГТМ производится с целью поддержания уже достигнутого прироста дебита нефти или для выхода на потенциальный режим скважины при условии его недостижения после ранее проведенного основного ГТМ, в результате чего проект утяжеляется дополнительными затратами на сверхнормативные ремонты. На практике также имеют место затраты, связанные с ситуацией, когда ремонт не заканчивается основным видом ГТМ – незаконченные основным ГТМ ремонты (после обследования скважины принято решение не производить основной ГТМ в связи с аварийным состоянием или по другим причинам). Все вышеизложенные позиции заносятся в форму исходной производственной информации.

После формирования входной производственной информации для инвестиционного проекта необходимо переходить к экономической оценке рентабельности намеченных мероприятий. Для этого необходимо использовать следующие условия:

дата начала расчета и дата начала дисконтирования – первое число года начала реализации проекта;
затраты на все ГТМ (основные, дополнительные, незаконченные основным ГТМ, неуспешные) текущего года являются инвестиционными затратами, входят в сумму оцениваемых инвестиций и определяются прямым счетом, а затраты на производство нормативных ГТМ последующих лет как затраты эксплуатационного характера;
капитальные вложения, понесенные ранее первого числа года начала реализации проекта, в расчетах не учитываются, но амортизация на них начисляется и участвует в расчетах;
операционные затраты определяются на основе нормативов условно-переменных затрат и условно-постоянных затрат, сложившихся по факту предшествующего года по данному месторождению, с учетом заданных темпов инфляции;
в расчетах используются макроэкономические параметры, определенные для проектов планируемого года (цена нефти, курс доллара, темпы инфляции).

При расчете показателей эффективности необходимо учитывать основные категории рисков действующих на результаты деятельности нефтедобывающих предприятий [8]. В связи с этим рассмотрим основные направления реализации риска при инвестиционном проектировании. Неопределенность и сопутствующий риск в нефтяной отрасли происходят из того факта, что нефть и газ залегают глубоко в недрах земли. Открытие нефтяных месторождений, сбор данных о залегании нефтяных пластов, свойствах нефти и сопутствующих флюидов, построение качественных геологических моделей зависят от умения интерпретировать информацию, полученную дистанционным методом.

Риски нефтяных компаний присутствуют как на этапе поисково-разведочных работ, так и на последующих этапах оценки и разработки нефтяных месторождений.

Поисково-разведочные работы традиционно характеризуют всю нефтедобывающую отрасль как чрезвычайно рискованный бизнес. Казалось бы, со временем технологии развиваются, так же, как и наши знания и опыт, и, соответственно, вероятность успеха должна повышаться. Однако этого не происходит, все дело в том, что наиболее крупные, наиболее очевидные нефтяные структуры уже были выявлены и разбурены. Новые поисковые цели становятся мельче и сложнее для выявления.

Следующая категория это инфраструктурные риски, которые связаны с подземными и наземными системами и сооружениями, созданными или создаваемыми людьми.

В нефтяной отрасли функционируют многочисленные инфраструктурные сооружения: скважины, установки подготовки нефти, резервуарные парки, сеть нефтепроводов огромной протяженности, нефтеперерабатывающие заводы, автозаправочные станции (далее АЗС) и т.п.

Если объекты нефтяной инфраструктуры не вводятся в срок или не выполняют необходимых функций, возникает риск потери всех или части вложенных инвестиций.

Добываемая и перекачиваемая смесь (нефти, газа, пластовой воды) сама является источником рисков. Часто в нефти присутствуют агрессивные вещества (например, сера), которые способствуют быстрому износу оборудования, трубопроводов. Из-за этого оборудование выходит из строя, происходят порывы. Кроме того, добываемая продукция является взрывопожароопасной и часто находится под большим давлением, что в определенных ситуациях также может привести к различным негативным последствиям.

Риски существуют и при проведении подземных работ. Бурение и ремонт скважин могут сопровождаться аварийными ситуациями, которые могут привести к потере скважины или дополнительным затратам на ликвидацию аварии. Также при бурении скважины существует риск попадания в действующий ствол уже существующей скважины, что может привести к необходимости ликвидации обеих скважин.

Следующей очень важной группой рисков выступают риски, связанные с политикой государства. Государственные органы создают, что называется, «правила игры», в рамках которых функционирует нефтяная отрасль. Изменения в госрегулировании, которые вносятся уже после того, как компании сделали свои инвестиции, несут с собой риск невозврата вложений.

Области, в которых государство осуществляет свою регулятивную деятельность, включают вопросы собственности и лицензирования, вопросы обеспечения безопасности и сохранения здоровья граждан, охрана окружающей среды и, конечно, неизбежное – это налоги [7].

Следующей группой можно считать риски, связанные с состоянием экономики в целом. Инвестиции в нефтедобычу производятся в рамках существующей экономической системы, в которой многие важные параметры изменяются с течением времени. На большинство параметров, таких как спрос на нефть, цены на нефть, стоимость оборудования, уровень зарплат, обменный курс валют, инфляция, стоимость заимствований, нефтяные компании и инвесторы повлиять не могут.

Периодически эти параметры изменяются непредсказуемым образом. Изменения могут снизить привлекательность проектов нефтедобычи либо привести к их отрицательной рентабельности.

Непредсказуемое изменение цен на нефть – характерная особенность нефтяного бизнеса. Это основной источник неопределенности в нефтяной отрасли, несущий значительный инвестиционный риск. В основе формирования цен на нефть лежит закон спроса и предложения. Практически все страны являются потребителями нефти и порядка 40 стран являются ее производителями. Любое изменение в поведении производителей или потребителей нефти приводит к изменению равновесия и соответственно цены на нефть [1].

Помимо цены на нефть источником значительного риска также является изменение курсов валют. Нефтяной бизнес – бизнес международный. Операции покупки и продажи, заимствований и инвестиций проводятся в различных странах в различных валютах. Изменения в курсах валют различных стран могут повлиять на экономическую эффективность принятых нефтяными компаниями решений.

Еще один источник риска – темпы инфляции. Большая часть проектов в нефтяной отрасли имеют долгосрочный горизонт планирования. Чтобы просчитать эффективность проекта, приходится рассчитывать прогнозный поток наличности от проекта с учетом будущей инфляции. Чем длиннее период времени, на который делается прогноз, тем выше степень неопределенности и тем сложнее спрогнозировать темпы инфляции.

И последней группой рисков можно считать связанные с бизнес-партнерством. Несмотря на то, что нефтяные компании одни из самых крупных в мире, они часто работают в партнерстве с другими компаниями. Большинство компаний заключают партнерские соглашения для того, чтобы распределить риски поисково-разведочных работ. Соглашения распространяются и на последующую совместную разработку открытых месторождений.

Кроме того, компании заключают договора с сервисными компаниями, оказывающими услуги по бурению скважин, обслуживанию наземного и подземного оборудования [6].

Когда две или более компаний вступают в партнерство, чтобы осуществлять совместную деятельность или делать совместные инвестиции, неизбежно проявляется различие мнений по решению тех или иных вопросов. Соответственно, если партнерам не удается договориться об общих принципах совместной работы, то эффективность их совместной деятельности становится под вопросом. Например, у компаний могут быть свои предпочтения в оборудовании, программном обеспечении и технических стандартах.

Одна из компаний может быть владельцем доли в какой-либо сервисной компании или нефтепроводе, которые она захочет привлечь к реализации проекта, и таким образом может возникнуть конфликт интересов.

У специалистов разных компаний (инженеров, экономистов, научных работников) могут быть разные взгляды на оценку запасов нефти, продуктивность скважин, дизайн инфраструктурных сооружений или понимание будущих изменений цен на нефть[3]. Также большое значение имеют личные отношения высшего руководства компании.

В заключение хотелось бы отметить, что степень неопределенности, в которой приходится работать нефтяным компаниям, чрезвычайно высока, а источников рисков для проектов в сфере нефтедобычи и для нефтяного бизнеса в целом гораздо больше, чем может показаться на первый взгляд. Но несмотря на эти обстоятельства, большинству нефтяных компаний удается вести вполне успешную деятельность.

Гагаринская Г.П., д.э.н., профессор, зав. кафедрой «Экономика и управление организацией», ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет» Минобрнауки Российской Федерации, г. Самара;

Косякова И.В., д.э.н., профессор, зав. кафедрой «Национальная и мировая экономика», ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет» Минобрнауки Российской Федерации, г. Самара.

Источник