Инновационный инструментарий управления инвестиционными программами в нефтяной компании (на примере ОАО “Татнефть”) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Колсанов Евгений Евгеньевич

• Колсанов Евгений Евгеньевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Колсанов Евгений Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕОРЕТИКО-МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ФОРМИРОВАНИЯ ИННОВАЦИОННОГО ИНСТРУМЕНТАРИЯ УПРАВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫМ РАЗВИТИЕМ НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ

1.1. Теоретические основы организации инновационной деятельности

и реализации управленческих инноваций в промышленности

1.2. Особенности управления инновационно-инвестиционными процессами в нефтяных компаниях

1.3. Методические основы формирования инновационного управленческого подхода в инвестиционной сфере развития

нефтяной компании

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ И СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

2.1. Анализ перспектив и инвестиционных механизмов инновационного развития в сфере нефтедобычи в России и за

рубежом

2.2. Характер, приоритеты и направления инновационно-инвестиционной деятельности компаний нефтяной промышленности Республики Татарстан

2.3. Анализ применяемой системы управления инвестиционными программами в ОАО «Татнефть»

3. РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННЫХ ИНСТРУМЕНТОВ УПРАВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫМИ ПРОГРАММАМИ В НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ

3.1. Модель формирования инвестиционной программы на основе применения инновационного управленческого инструментария в

ОАО «Татнефть»

3.2. Результаты внедрения инновационного инструментария в процесс управления инвестиционной программой в

ОАО «Татнефть»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1. Задачи инновационного развития нефтяной промышленности, предпосылки их реализации и риски

инновационных прорывов

Приложение 2. Гистограмма распределения портфелей проектов

НГДУ «Альметьевнефть» по сроку окупаемости

Приложение 3. Характеристика инвестиционного портфеля НГДУ «Альметьевнефть», сформированного методом ранжирования (по

направлениям)

Приложение 4. Характеристика инвестиционного портфеля НГДУ «Альметьевнефть», сформированного методом ранжирования (в

целом по НГДУ)

Приложение 5. Характеристика инвестиционного портфеля НГДУ

«Альметьевнефть», сформированного линейным методом

Приложение 6. Гистограмма распределения проектов портфеля,

сформированного линейным методом, по сроку окупаемости

Приложение 7. Перечень объектов инвестирования НГДУ

«Азнакаевскнефть»

Приложение 8. Показатели инвестиционных программ НГДУ ОАО

«Татнефть», сформированных методом имитационного

моделирования

Приложение 9. Результаты выбора наилучшего инвестиционного портфеля на основе инновационного инструментария управления

инвестиционными программами

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Инновационный инструментарий управления инвестиционными программами в нефтяной компании (на примере ОАО “Татнефть”)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Постоянное усиление конкуренции на мировом рынке энергоносителей, сильная зависимость цены на нефть от динамики рынка, а также воздействие объективных факторов, обусловливающих рост затрат на различных технологических стадиях нефтедобычи, а именно: усложнение геологических условий добычи нефти, разработка месторождений в экстремальных природно-климатических условиях являются движущей силой инновационного развития российских нефтяных компаний.

В настоящее время нефтяная промышленность, составляя основу отечественной экономики, во многом определяет темпы ее роста и, являясь потребителем продукции и услуг смежных отраслей экономики, требует адекватного уровня их инновационного развития. В российских нефтяных компаниях наблюдается устойчивый рост издержек производства в сегменте нефтедобычи, что обусловливает необходимость обращения к потенциалу управленческих инноваций, разработки и внедрения инновационных методов и подходов, направленных на сдерживание роста затрат на всех этапах производства, снижение эффективности инвестиций, и. Это является основной предпосылкой для активизации инновационной деятельности в области разработки месторождений и нефтедобычи.

Разработка инновационного инструментария управления инвестиционными программами в сегменте нефтедобычи позволит, на наш взгляд, значительно повысить эффективность инвестиций, направляемых нефтяными компаниями на геолого-технические мероприятия, тем самым обеспечивая эффективность инвестиций во всем сегменте нефтедобычи, или, по крайней мере, компенсируя ее снижение.

Таким образом, все вышеизложенное обусловливает актуальность выбранной темы диссертационного исследования.

Степень разработанности проблемы. В рамках диссертационной работы были изучены и обобщены результаты научных исследований ряда отечественных и зарубежных ученых в области развития инновационно-инвестиционной деятельности. Вопросы содержательного наполнения категории инноваций и их классификации нашли отражение в работах зарубежных экономистов Е. Мансфилда, П. Милгрома, Р. Нельсона, Дж. Робертса, С. Уинтера, Э. Харгадона, Й. Шумпетера и др.

Среди отечественных ученых, внесших вклад в развитие теории инноваций и исследование различных аспектов инновационного развития, необходимо отметить исследователей: В.П. Аверчев, А.Г. Аганбегян, А.Н. Асаул, В.В. Бушуев, П.И. Ваганов, Ю.В. Вертакова, И.В. Гилязутдинова, С.Ю. Глазьев, В.П. Горегляд, Л.М. Гохберг, А.Г. Гранберг, В. А. Грибов, М.В. Райская, Д. А. Ендовицкий, С.В. Киселев, Н.Д. Кондратьев, Ю.П. Морозов,

A.А. Румянцев, Д.Ш. Султанова, Б.З. Мильнер, О.В. Никулина, Р.А. Фатхутдинов, А.И. Шинкевич, М.В. Шинкевич, Ю.В. Яковец и др.

Актуальные направления инновационного развития нефтегазового комплекса получили свое развитие в исследованиях Р. А. Зайнутдинова, А.А. Конопляника, А.Э. Конторовича, А.Г. Коржубаева, О.С. Краснова, P.P. Шагиева, А.В. Шраера и др.

Вопросам оценки экономической эффективности инноваций в нефтяной отрасли посвящены исследования ученых: В.В. Авилова, А.Ф. Андреев, Е.П. Ардашева, Е.М. Бронштейн, Ш.М. Валитов, Р.Г. Галеев, В.И. Грайфер, Л.П. Гужновский, Р.А. Зайнутдинов, С.Е. Казаков, Э.А. Крайнова,

B.А. Крюков, К.Т. Максимов, Р.Х. Муслимов, Е.С. Сыромятников и др.

Значительный вклад в исследование применения математических методов для обоснования инвестиционных программ в условиях неопределенности внесли А.В. Андрейчиков, М.М. Атнашев, Т.Д. Ахобадзе, П.Л. Виленский, Л.Е. Горбачевская, Е.Н. Гончаров, А.Ю. Дикарев, Л.В. Канторович, Ю.А. Кочетов, Д.Ф. Кузнецов, М.А. Лимитовский, А.А.

Матвеев, Г. Марковиц, Д. Меркер, Д.А. Новиков, Б.З. Фаттахов, А.В. Цветков и др.

В то же время анализ зарубежных и российских научных исследований показал, что проблемы выбора и реализации эффективного инструментария управления инвестиционными программами в сегменте нефтедобычи недостаточно проработаны, что предопределило цель диссертационного исследования и совокупность задач, необходимых для ее достижения.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационного исследования является совершенствование подходов к управлению инвестиционными программами на уровне нефтяной компании посредством разработки инновационного инструментария.

Достижение поставленной цели предполагает решение следующих

задач:

- изучить содержательные характеристики инноваций, а также существующие подходы и критерии, используемые при формировании классификаций инноваций;

- выявить факторы управления инновационно-инвестиционными процессами в нефтяных компаниях на основе исследования генезиса отечественного нефтедобывающего комплекса;

- изучить особенности применения управленческого инструментария в процессе разработки инвестиционных программ в нефтедобыче;

- проанализировать действующую систему управления инвестиционными программами в ОАО «Татнефть», а также ряде других аналогичных российских компаний;

- разработать инновационный инструментарий управления инвестиционными программами для нефтяной компании;

- сформировать модель процесса управления инвестиционными программами в нефтяной компании на основе использования инновационного инструментария и оценить результаты его внедрения.

Объектом исследования является система управления инвестиционной деятельностью предприятий нефтедобывающего комплекса.

Предметом исследования выступают организационно-экономические отношения, возникающие в процессе реализации инновационных инструментов управления инвестиционными программами в нефтяной компании.

Теоретические и методологические основы диссертационного исследования представлены концептуальными положениями и понятийным аппаратом теории инновационного менеджмента, научных исследований в области инновационных процессов и смежных с ними дисциплин; математического моделирования для обоснования инвестиционных программ. Исследование основано на теоретических и методологических положениях, сформулированных в работах отечественных и зарубежных ученых, разрабатывающих данную проблематику, в которых отражена специфика управления инвестиционными программами в сегменте нефтедобычи с учетом неравномерности инновационного развития.

При проведении исследования применялись методы анализа и синтеза, математической статистики, портфельного анализа, математического моделирования, группировки фактических данных, конструирования логических схем, табличная интерпретация теоретической информации и эмпирических данных.

Информационной и эмпирической базой исследования послужили нормативно-правовые акты РФ и Республики Татарстан, данные Федеральной службы государственной статистики и Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Республике Татарстан, отчетные данные нефтяных компаний, материалы научной периодической печати, отраслевых изданий и бюллетеней, сети «Интернет» по исследуемой проблеме. В работе использовалась также информация, полученная из стратегических и программных документов, материалов совещаний, круглых столов, заседаний рабочих групп, научных конференций и прогнозно-аналитические,

методические материалы по исследуемой проблеме, а также собранная и обобщенная автором первичная информация о системах планирования инвестиционных программ нефтяных компаний.

Соответствие содержания диссертации избранной специальности. Работа выполнена в соответствии с Паспортом специальности ВАК 08.00.05 - «Экономика и управление народным хозяйством» п. 2 Управление инновациями: п. 2.12 Исследование форм и способов организации и стимулирования инновационной деятельности, современных подходов к формированию инновационных стратегий; п. 2.16 Обеспечение сбалансированного развития инновационной и инвестиционной деятельности экономических систем.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в разработке инновационного методического инструментария управления инвестиционными программами нефтяных компаний с учетом экономического состояния и инвестиционной привлекательности конкретных объектов разработки. Наиболее значимые научные результаты, полученные автором, заключаются в следующем:

1) Уточнена классификация видов инноваций и предложены критерии и характеристики их сравнительной оценки по параметрам цели, объекта, функциональной области внедрения инноваций, степени их влияния на деятельность компании и ее конкурентоспособность, а также периодов наибольшей восприимчивости компаниями того или иного вида инноваций.

2) На основе систематизации этапов развития отечественного нефтедобывающего комплекса и их ключевых характеристик выделены базообразуюшие факторы управления инновационно-инвестиционными процессами в нефтяных компаниях в средне- и долгосрочной перспективе.

3) Обоснован выбор методических инструментов, обеспечивающих качественно новый инновационный уровень управленческих решений при формировании портфелей инвестиционных проектов в рамках разработки инвестиционных программ развития нефтяных компаний.

4) На основе сравнительного анализа методических подходов, применяемых в ОАО «Татнефть» и ряде аналогичных российских нефтяных компаний, предложены инновационные управленческие решения, позволяющие значительно усовершенствовать систему управления инвестиционными программами.

5) Предложен инновационный инструментарий обеспечения применения поэтапной схемы процесса управления инвестиционными программами в нефтяной компании, позволяющий сформировать необходимое информационное поле для принятия обоснованных управленческих решений.

6) Разработана модель реализации инновационного инструментария управления инвестиционными программами на стадии обоснования и выбора состава их инвестиционных портфелей в нефтяной компании.

Теоретическая значимость результатов исследования состоит в уточнении теоретических основ изучения экономической сущности основных видов и классификационных признаков инноваций, в совершенствовании процесса формирования инвестиционных программ в сегменте нефтедобычи на основе систематизации, обоснования и разработки новых методических решений в области математического моделирования, в решении ряда методических вопросов, связанных с применением инновационного подхода к процессу управления инвестиционными программами на микроуровне.

Практическая значимость результатов исследования состоит в возможности реализации инновационного инструментария управления инвестиционными программами в нефтяных компаниях в условиях падения цены на нефть и, в этой связи, с объективной необходимостью обращения к потенциалу управленческих инноваций. Содержащиеся в диссертации предложения и наработки в сфере управления инвестиционными программами апробированы и доведены до уровня практического

применения в рамках разработки и реализации стратегий инновационного развития нефтяных компаний.

Апробация результатов исследования. Основные положения и результаты, содержащиеся в работе, были представлены в докладах на международных конференциях, в том числе: «Тенденции и инновации современной науки» (г. Краснодар, 2013), «Управление инновациями: теория, методология, практика» (г. Новосибирск, 2014), «Фотинские чтения» (г. Ижевск, 2014).

Результаты диссертационного исследования используются в учебном процессе ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт» в рамках преподавания дисциплин: «Управление инновациями», «Экономика отрасли» и «Региональная экономика и управление», а также в деятельности ОАО «Татнефть», что подтверждено справками о внедрении.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 научных статей общим объемом 3 п.л., в том числе 5 статей в научных изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Основное содержание и структура диссертационной работы. Диссертационное исследование состоит из введения, трех глав, объединяющих девять параграфов, заключения, списка литературы, включающего 217 источников и 9 приложений, содержит 3 рисунка и 36 таблиц. Работа изложена на 195 страницах.

1. ТЕОРЕТИКО-МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ФОРМИРОВАНИЯ ИННОВАЦИОННОГО ИНСТРУМЕНТАРИЯ УПРАВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫМ РАЗВИТИЕМ НЕФТЯНОЙ

КОМПАНИИ

1.1. Теоретические основы организации инновационной деятельности и реализации управленческих инноваций в промышленности

В настоящее время термин «инновация» является одним из самых употребляемых в России. Значение термина «инновация» в научной литературе по настоящее время характеризуется неоднозначным толкованием в зависимости от направления исследований.

В условиях рыночной экономики в основе терминологии, связанной с инновациями, лежат международные стандарты, по которым приняты Рекомендации Евростата в Осло в 1992 г. (Руководство Осло) [215]. При этом можно выделить два самостоятельных подхода в определении инновации: первый основывается на научно-техническом аспекте, второй - на разнонаправленности внедрения.

Научно-технический аспект инноваций наиболее ярко, на наш взгляд, представлен в определении Друкера П. [72], согласно которому инновация представляет собой разработку и внедрение нового, ранее не существовавшего.

По мнению Медынского В.Г. [129], инновация является неким объектом, внедренным в производство в результате проведенного научного исследования или сделанного открытия, качественно отличным от предшествующего аналога. На наш взгляд, данное определение выглядит несколько ограниченным, т.к. освещает лишь технологический аспект инноваций.

Интересно отметить, что даже к 1994 году в России имело место официальное определение инновации Госкомстата [6] как внедрение новой

или усовершенствованной продукции, новых или усовершенствованных технологических процессов при введении новой формы статистической отчетности по инновациям.

Согласно Гохбергу Л.М. [178] инновация является конечным результатом инновационной деятельности в виде нового или усовершенствованного продукта, или технологического процесса. Аверчев В.П. [188] определил инновацию, с одной стороны, как результат в виде нового продукта, техники, технологии, а с другой - как процесс переноса новшества в сферу его применения. Из чего следует, что инновационным может быть как результат, так и процесс.

Рассмотрение инновации за пределами технологического аспекта наблюдается в трактовке Шумпетера Й. [208], который уже в 1911 г. говорил об инновации как о процессе внедрения таких новых комбинаций, как введение нового товара, внедрение нового метода производства продукции, открытие нового рынка, завоевание нового источника сырья или полуфабрикатов, внедрение новой организационной структуры. Через двадцать лет он включил уже любые изменения, связанные с использованием новых или усовершенствованных решений в технике, технологии, организации производства, в процессах сбыта и снабжения.

Трактовка Пригожина А.И. [164] также предполагает разнонаправленность воздействия инноваций, в частности, развитие технологии, техники, а также управления на этапах их зарождения, освоения и распространения.

Согласно Рекомендациям по сбору и анализу данных по инновациям Организации экономического сотрудничества (ОЭСР) и развития и Статистического бюро европейских сообществ [168] инновация представляет собой введение в употребление какого-либо нового или значительно улучшенного продукта (товара или услуги) или процесса, нового метода маркетинга или нового организационного метода в деловой практике, организации рабочих мест или внешних связях.

Друкер П. считал, что нововведения «не обязательно должны быть техническими или вещественными» [72], в этом мы разделяем его мнение.

Группа авторов (Бушуев В.В. и др. [189]) в своем определении термина «инновация» выходит за рамки технологических аспектов деятельности предприятия, акцентируя внимание на обеспечении качественного повышения эффективности его функционирования в результате нововведения.

Данной направленности в определении термина «инновация» придерживается также Егорова М.В. [75, с.20], устанавливая степень различия между ними по результирующему экономическому эффекту. Так, согласно ее трактовке инновацией является «любая идея, продукт, услуга или процесс, в том числе технология, метод, принцип, обладающие свойством новизны, отличающей их от предшествующих аналогов, степень которой характеризуется эффектом от ее использования».

В своей трактовке инновации Морозов Ю.П. [138] также подчеркивает наличие прибыльности использования новых технологий, видов продукции, организационно-технических и социально-экономических решений производственного, финансового, коммерческого или иного характера как ключевого показателя инноваций.

Фатхутдинов Р. А. [191] также рассматривает получение экономического, экологического, научно-технического или другого вида эффекта как неотъемлемой части внедрения новшества, при этом инновация представляет собой конечный результат внедрения новшества.

Мы полностью разделяем мнение Бушуева В.В. [110], Егоровой М.В. [190], Морозова Ю.П. [109], Фатхутдинова Р.А. [190] о том, что инновация должна предполагать наличие экономического и других эффектов от своего внедрения.

Автор диссертации считает, что определение термина «инновация» Асаула А. Н. [136, с.12] как «оригинального проявления научно-технического

прогресса, обладающего элементом новизны, результат творческого труда, воплощенного в виде нового или усовершенствованного продукта, нового технологического процесса, обладающего совокупностью функций по производству товара или услуги, удовлетворяющего потребностям рынка и приносящего эффект» является сравнительно более емким.

Многочисленность видов классификаций инноваций, встречающихся в экономической литературе обусловлено разнообразием трактовок термина «инновация». Так, практически в каждой научной работе, посвященной вопросам инноваций, присутствует авторская классификация (Казанцев А.К., Миндели Л.Э. [156], Стрекалов О.Б. [180], Коровин В.В. [114] и др.).

Рассмотрим три подхода к классификации видов инноваций:

1) подход, предложенный Асаулом А.Н. [136] ;

2) подход, предложенный Государственным университетом - Высшей школой экономики [84]:

3) Подход, описанный в Рекомендациях по сбору и анализу данных по инновациям ОЭСР и развития и статистического бюро Европейских сообществ [168].

Далее рассмотрим подробнее перечисленные выше подходы.

Согласно классификации видов инноваций Асаула А.Н. [136] по характеру предметного содержания инновации подразделяются на технологические и нетехнологические. К технологическим инновациям, как к направленным на получение и применение новых знаний для решения технологических и инженерных задач в области обеспечения функционирования техники и производства в организации, он относит все изменения, определяющие научно-технический прогресс и затрагивающие средства и методы организации производства, технологии производства. Продуктовые инновации, как составляющие технологических инноваций, включают в себя разработку и внедрение технологически новых и технологически усовершенствованных продуктов. К технологически новым продуктам он относит продукты, технические характеристики,

функциональные признаки, материалы и компоненты, отличающиеся от ранее произведенных. Другими словами, в их основе содержатся принципиально новые технологии либо сочетание существующих технологий. Процессные же инновации, в свою очередь, включают разработку и внедрение технологически новых или технологически значительно усовершенствованных производственных методов.

К нетехнологическим инновациям он относит разработки организационного, управленческого, правового, социального и экологического характера. Инновации, направленные на изменение экономического механизма управления, в том числе и на изменения ценообразования, системы материальных стимулов, системы оплаты труда, он относит к финансово-экономическим инновациям. Инновации, направленные на изменения в системе управления организации он относит к группе организационно-управленческих инноваций. Кроме того, он выделяет следующие виды организационно-управленческих нововведений:

- организационные (освоение новых форм и методов организации и регламентации производства и труда, изменения соотношения сфер влияния структурных подразделений, социальных групп или отдельных лиц компании);

- управленческие (изменения в методах планирования, организации, мотивации персонала, координации, контроля);

- экономические (изменения в финансовом и экономическом аспекте функционирования компании);

- маркетинговые (внедрение новых форм и методов продвижения на рынке, взаимодействие с потребителем);

- социальные (совершенствование организационной культуры с целью активизации потенциала трудовых ресурсов);

- юридические (совершенствование локальных нормативных документов).

В первую группу признаков организационно-управленческих инноваций входят методы управления, информационные технологии в системы управления, социальные аспекты, репутация и имидж. Вторую группу признаков организационно-управленческих инноваций составляют собственно организационно-экономические результаты:

- применение новых технических средств в управлении (средств связи, средств фиксации, передачи, обработки, хранения информации);

- внедрение новых компьютерных программ и систем поддержки управленческих решений;

- изменение структуры и содержания информационных потоков, введение плановых и отчетных форм и показателей и т.д.;

- изменения в организационной структуре;

- введение новых методик мотивации и стимулирования персонала и

т.д.

Он рассматривает предпосылки развития организационно-управленческих инноваций в зависимости от принадлежности компании к классической либо инновационной модели хозяйствования. Так, классическая модель предполагает консервативность в осуществлении производственно-хозяйственной деятельности: «... готовность идти на строго дозированный риск; детальное знание дела, дисциплина труда, жесткие требования к наемным работникам» [136, с .52]. В классической модели инновационная активность проявлена, главным образом, во внедрении технологических инноваций.

В противовес классической выступает инновационная модель хозяйствования, которая характеризуется, на наш взгляд, готовностью компании идти на высокий риск ради получения эффекта от внедрения инноваций, противостоять давлению со стороны высококонкурентного рынка путем ориентированности компании на потребности потребителя, что влечет за собой сменяемость продукции. В компаниях, реализующих инновационную модель, наряду с технологическими инновациями, широко

проявлены инновации в области управления, а управленческие инновации стимулируются потребностями инновационного развития в производственно-технологической сфере. Организационно-управленческие инновации представляют собой, по его мнению, изменения в системе управления компанией для достижения целей ее функционирования и развития, иными словами, изменения в системе управления компанией с целью повышения эффективности функционирования и конкурентоспособности компании.

Классификация видов инноваций Государственного университета -Высшей школы экономики [84] в своих мониторингах индикаторов инновационной активности предполагает рассмотрение технологических, организационных, маркетинговых инноваций, то есть не подразделяя технологические инновации на продуктовые и процессные.

В Рекомендациях по сбору и анализу данных по инновациям ОЭСР и развития и статистического бюро Европейских сообществ (Рекомендации, Руководство Осло) в редакции от 2006 г. [168] инновации подразделяются на четыре типа: продуктовые, процессные, организационные и маркетинговые. Интересно отметить, что Руководство Осло [215] было ориентировано на технологические инновации, а предметом предыдущих изданий Рекомендаций являлись лишь продуктовые и процессные инновации, организационные изменения освещались в приложении, а маркетинговые инновации не подлежали рассмотрению.

В редакции Рекомендаций от 2006 г. организационным и маркетинговым инновациям уже уделено должное внимание. По мнению разработчиков Рекомендаций, такая классификация обеспечивает наибольшую возможную преемственность с предыдущей редакцией. Определения терминов продуктовых и процессных инноваций близки к предыдущей редакции Рекомендаций, при этом введение маркетинговых и организационных инноваций расширяет их диапазон.

Авторы Рекомендаций отмечают, что определения терминов «организационные инновации» и «маркетинговые инновации» не являются

устоявшимися, по сравнению с технологическими инновациями: они по-прежнему остаются в процессе разработки, как ранее, с видами технологических инноваций в первом издании Рекомендаций.

Рекомендации определяют продуктовые инновации как вносящие значительные изменения в свойства производимых товаров и услуг и включают в себя как совершенно новые товары и услуги, так и значительно усовершенствованные продукты из числа уже существовавших. Процессные инновации находят свое выражение в значительных изменениях способов производства, а также доставки. Организационные инновации находят свое применение в сфере реализации новых организационных подходов. Важно отметить, что помимо инициируемых на микроуровне и локальных воздействующих, Рекомендации относят к организационным инновациям качественные улучшения во взаимодействии компании с внешней средой, обусловленные объективными изменениями деловой практики. Маркетинговые инновации, очевидно, включают реализацию новых методов маркетинга, как изменения в дизайне и упаковке продукта, его продвижении и размещении, методах установления цен на товары и услуги.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Колсанов Евгений Евгеньевич, 2015 год

использования

изобретений и полезных моделей млн. руб. 4 700 4 824 4 983 102,6% 103,3%

Количество

полученных

охранных документов шт. 213 246 211 115,5% 85,8%

Количество заявок

на предполагаемые изобретения и

полезные модели,

направленных в Федеральный

институт

промышленной собственности шт. 230 244 200 106,1% 82,0%

Государственная премия Республики Татарстан в области науки и техники 2013 г. присуждена коллективу авторов ОАО «Татнефть» за работу «Разработка технологий повышения качества подготовки нефти для условий месторождений Урало - Поволжья».

Компания применяет прогрессивные подходы к оптимальному решению производственных задач, внедряет инновационные разработки, современное оборудование и технологии.

Фонд скважин ОАО «Татнефть» характеризуется высоким уровнем действующего добывающего фонда - 20257 скважин (таблица 2.3). Таблица 2.3 - Состав фонда скважин ОАО «Татнефть» на 01.01.2014 г. [59]

Категория фонда Кол-во скважин

Действующий добывающий фонд 20 257

Бездействующий добывающий фонд 2 023

Эксплуатационный добывающий фонд 22 289

Инвестиционная деятельность компании осуществляется в соответствии со стратегией развития. Основной целью инвестиционной деятельности на предприятии, равно как и основной целью формирования инвестиционного портфеля, является обеспечение реализации его инвестиционной стратегии.

В 2013 году фактическая эффективность вложенных инвестиций на 22% превысила запланированный уровень. Для повышения нефтеотдачи пластов было инвестировано 637 млн. руб. в технологию одновременно-раздельной эксплуатации и закачки, разработаны различные модификации оборудования и комбинации установок. Продолжены опытно-промышленные работы на Ашальчинском месторождении природных битумов сверхвязкой нефти. Объем инвестиций по проекту составил 5,7 млрд руб., в том числе 2,8 млрд. руб. в отчетном году.

Стратегическим направлением деятельности ОАО «Татнефть» является расширение ресурсной базы и добычи нефти за пределами Республики Татарстан. Освоение инвестиций по этому направлению в 2013 году составило 3,1 млрд. руб., из них 70 % инвестировано в бурение эксплуатационных и поисково-разведочных скважин, 3 % - в капитальное строительство. За 2013 год выручка от реализации увеличилась на 5,5%, объем добычи нефти увеличился на 102 тыс.т. (таблица 2.4).

Таблица 2.4 -Динамика основных технико-экономических показателей ОАО «Татнефть» за период 2011-2013 гг. [59]

Показатель Ед.изм. 2011 г. 2012 г. 2013 г.

Выручка от реализации ОАО «Татнефть» всего млн. руб. 318 594 344 563 363 531

Объем добычи нефти ОАО «Татнефть» тыс. т. 25 928 26 005 26107

Чистая прибыль млн. руб. 54 881 66 537 63 850

Обобщая вышеизложенное, добавим, что значительную роль в сохранении рыночных позиций, сохранении объемов добычи нефти ОАО «Татнефть» играет уделение пристального внимания разработке и внедрению инноваций, в настоящее время, главным образом, технологическим инновациям (разработке и внедрению рационализаторских предложений и изобретений).

С 2012 года в Технопарке «Сколково» был размещен научно-технический центр ОАО «Татнефть», ориентированный на реализацию комплекса современных и востребованных проектов повышения энергоэффективности и развитие информационных технологий, в частности, технологий в области тяжелых нефтей, экологически ориентированных проектов, методов эффективного управления разработкой интеллектуальных месторождений.

В целом же, инвестиционная стратегия ОАО «Татнефть» направлена на повышение рентабельности добычи нефти, улучшение структуры и

увеличение объемов запасов, добычу высоковязкой нефти на территории РТ, внедрение прогрессивных технологий разработки месторождений и новейших методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП).

2.3.

Анализ системы управления инвестиционными программами, применяемой в ОАО «Татнефть»

Приоритетами корпоративной инвестиционной политики ОАО «Татнефть» являются обеспечение эффективности инвестиций и повышение доходности по каждому направлению деятельности. Необходимость реализации обозначенной в п.2.2 инвестиционной стратегии ОАО «Татнефть» обусловливает осуществление детального анализа применяемой в настоящее время системы управления инвестиционными программами компании с целью выявления факторов и предпосылок ее совершенствования.

Инвестиционная деятельность ОАО «Татнефть» осуществляется на основании «Стандарта о порядке формирования, исполнения и мониторинга инвестиционной программы ОАО «Татнефть» по направлениям деятельности» № СКУ2-01-025-054-2007 (Стандарт).

В соответствии со Стандартом формируется инвестиционная программа по следующим направлениям деятельности [177]:

1. Бурение:

1.1. Эксплуатационное;

1.2. Поисково-разведочное;

1.3. Бурение битумных скважин.

2. Зарезка боковых (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС).

3. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.

4. Капитальный ремонт скважин (КРС):

4.1. КРС без обустройства;

4.2. Гидроразрыв пласта (ГРП);

4.3. Реликвидация скважин;

4.4. Ликвидация скважин.

5. Ввод скважин из других категорий:

5.1. Добывающие;

5.2. Нагнетательные.

6. Одновременно-раздельная эксплуатация и закачка (ОРЭ).

7. Приобретение оборудования, не входящего в смету строек (ОНВСС)

8. Капитальное строительство

9. Приобретение активов.

Источниками финансирования инвестиционной программы являются:

- относительно производственной деятельности -амортизационные отчисления, прибыль, доход от реализованного имущества, амортизационные отчисления ООО «Татнефть-Актив», заемные средства;

- относительно непроизводственной деятельности - прибыль.

Согласно Стандарту проведение мероприятий по бурению новых

скважин и МУН направлены на добычу дополнительной добычи нефти, прочие мероприятия могут быть направлены как на добычу базовой нефти, так и на добычу дополнительной нефти.

Инвестиции на поддержание базовой добычи нефти определяются исходя из состояния объекта, технологической необходимости и экономической целесообразности инвестирования. Инвестиции на дополнительную добычу нефти определяются на основе оптимизации по утвержденным критериям экономической эффективности геолого-технических мероприятий по направлениям деятельности и утверждаются на Инвестиционном комитете. В формировании инвестиционной программы не участвуют инвестиционные проекты, не имеющие проектно-технической документации или укрупненного сметно-финансового расчета, технико-экономического обоснования, необходимой дополнительной разрешительной документации и согласования с кураторами.

В целях повышения эффективности инвестиционных проектов вышеуказанным Стандартом предусмотрено, что формирование инвестиционной программы проводится по результатам оптимизации. Так, на

2013 год 80% объема инвестиций формируется на конкурсной основе, на

2014 год - 90%, с 2015 года - 100% объемов бурения и зарезки, по

капитальному ремонту скважин - 30%, 100% - по остальным направлениям геолого-технических мероприятий, направленных на дополнительную добычу.

В настоящее время организованы планирование и мониторинг инвестиций на разработку проектов обустройства месторождений на стадии «Проект» и осуществлен переход на трехлетнее планирование. Данное мероприятие позволяет уменьшить погрешность при расчете объемов инвестиций, необходимых для обустройства скважин, оптимизировать затраты на разработку проектно-сметной документации.

В соответствии с дополнениями к действующему Стандарту повышена ответственность структурных подразделений за качество предоставляемой в исполнительный аппарат проектно-сметной документации по объектам и их первичную экспертизу.

В соответствии со Стандартом исходными показателями по формированию инвестиционной программы в разрезе нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) являются следующие:

- перечень рекомендуемых геолого-технических мероприятий по направлениям инвестирования;

- объем добычи (базовой, компенсационной);

- цена 1 т. нефти (девон, карбон, на внутреннем рынке, на внешнем рынке, средняя по компании);

- стоимость 1 м. проходки эксплуатационного бурения (девон, карбон, наклонно - направленные скважины, горизонтальные скважины, бурение под город);

- затраты на капитальный ремонт скважин по скважинам и видам работ;

- стоимость проведения МУН по технологиям;

- стоимость обустройства по каждому объекту;

- норма дисконтирования;

- коэффициент падения добычи в разрезе месторождений, участков;

- переменные расходы на извлечение нефти;

- налог на добычу полезных ископаемых;

- коэффициент эксплуатации скважин;

- справочник материалов и оборудования с указанием договорных (прогнозных) цен, производителей.

Эффективность системы управления инвестиционной деятельностью в ОАО «Татнефть» обеспечивается Инвестиционным комитетом, который возглавляет генеральный директор. Действует стандарт процедуры рассмотрения, экспертизы, системы оценки рисков и принятия решений по инвестиционным проектам.

С 2003 года в ОАО «Татнефть» проводится оценка всех геолого-технических мероприятий, направленных на прирост дополнительной добычи нефти по направлениям деятельности: бурение, зарезка, МУН, КРС, ввод добывающих и нагнетательных скважин.

В связи с тем, что инвестиционные проекты могут существенно различаться как по объему инвестиций, так и по источнику финансирования, числу участников, их интересам и ожиданиям от реализации инвестиционного проекта, единого универсального показателя эффективности не существует.

Для всех проектов стандартизирован расчет показателей эффективности: ИДДЗ (дисконтированный индекс доходности затрат), ИДДИ (дисконтированный индекс доходности инвестиций), ЧДД (чистый дисконтированный доход), срок окупаемости, объем добычи.

Автоматизированный расчет и формирование инвестиционных проектов проводятся для внутренних мероприятий компании. При работе в совместных инвестиционных проектах необходим расчет и анализ доли компании в результирующем потоке наличности, с учетом поставленных целей и удовлетворения всех поставленных условий.

Действующая схема формирования инвестиционной программы по бурению и геолого-техническим мероприятиям в ОАО «Татнефть», применяемая в настоящее время, состоит из следующих этапов:

1. Этап «Создано». НГДУ формирует свои заявки в корпоративной информационной системе (КИС) «Татнефть - Нефтедобыча» по направлениям деятельности: бурение, зарезка бокового ствола (БС) и БГС, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), капитальный ремонт скважин (КРС), ввод добывающих скважин из других категорий (ВДС), ввод нагнетательных скважин из других категорий (ВНС), гидроразрыв пласта (ГРП), радиальное вскрытие пласта (РВП), одновременно-раздельная эксплуатация/закачка (ОРЭиЗ). НГДУ в объеме 10-15% выше рекомендуемого уровня по объему добычи нефти направляет их на экспертизу кураторам-экспертам. Нефтегазодобывающие управления по согласованию со службами главного геолога указывают заявки по гарантированному объему бурения, зарезки БС и БГС, КРС.

2. Этап «Экспертиза». На данном этапе устраняются все замечания экспертов-кураторов, а также проводится экспертиза объема заявленных работ и добычи нефти.

3. Этап «Прошли контроль» и «Оптимизация». На данном этапе Управлением инвестиций формируется портфель исходных заявок и проводится процедура оптимизации, выбираются проекты с максимальным значением индекса дисконтированной доходности (ИДД), чистого дисконтированного дохода (ЧДД), срока окупаемости.

4. Этап «Отчет». На данном этапе формируется отчет по результатам оптимизации.

5. Этап «Включена в портфель». На данном этапе происходит утверждение инвестиционной программы с учетом корректировок.

Действующая система управления инвестиционными программами ОАО «Татнефть» представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Действующая схема формирования инвестиционной программы бурения и геолого-технических мероприятий ОАО «Татнефть»

В соответствии со Стандартом организационная схема формирования инвестиционной программы в ОАО «Татнефть» состоит из следующих этапов (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 - Действующая организационная схема управления инвестиционной программой в ОАО «Татнефть»

Так, на первом этапе действующей организационной схемы управления инвестиционной программой в ОАО «Татнефть» управления и отделы исполнительного аппарата ОАО «Татнефть» доводят до НГДУ основные базовые показатели для планирования инвестиционных проектов.

На втором этапе НГДУ в течение 2,5 месяцев, с момента получения базовых показателей, формирует и направляет в электронном виде годовую инвестиционную программу НГДУ по скважинам, объектам разработки и направлениям деятельности на базе анализа проведения мероприятий в предыдущий год согласно методике расчета инвестиционного проекта в КИС «Татнефть-Нефтедобыча».

В рамках третьего этапа после направления НГДУ годовая инвестиционная программа рассматривается для оценки возможности исполнения кураторами-экспертами и исполнителями работ - структурными подразделениями ОАО «Татнефть». Кураторы-эксперты в установленные сроки проводят экспертизу сформированных инвестиционных проектов.

После экспертизы инвестиционные проекты проходят на четвертом этапе процедуру оптимизации по направлениям деятельности и объектам разработки на основе установленных критериев отбора. По результатам оптимизации осуществляется увеличение или уменьшение суммы инвестиций и объема добычи НГДУ по направлениям деятельности с целью повышения эффективности вложения финансовых средств.

Перед оптимизацией формируется гарантированная инвестиционная программа (инвестиционные проекты, не участвующие в процедуре оптимизации). Далее определяется остаток лимита финансовых средств за вычетом гарантированной инвестиционной программы.

Оставшиеся проекты, не включенные в гарантированную инвестиционную программу, ранжируются по дисконтированному индексу доходности. Отбираются проекты с максимальным значением данного показателя. В случае одинаковых значений показателя дисконтированного индекса доходности выбираются по максимальному показателю чистого дисконтированного дохода, а при одинаковых показателях индекса доходности и чистого дохода - по минимальному сроку окупаемости.

В инвестиционную программу включаются лучшие проекты на сумму плановых лимитов. После оптимизации инвестиционных проектов

управление инвестиций производит на пятом этапе согласование с кураторами проекта оптимизированного варианта инвестиционной программы и организует экспертизу выбывших проектов.

На заключительном, шестом этапе, инвестиционная программа выносится на рассмотрение инвестиционного комитета и утверждение генеральным директором ОАО «Татнефть» в качестве портфеля инвестиционных проектов.

С внедрением системы мониторинга исполнения инвестиционных проектов всеми кураторами исполнительного аппарата обеспечивается целевое использование выделенных средств. Добавим, что лимиты гарантированной инвестиционной программы определены следующим образом: на эксплуатационное бурение и зарезку, БС и БГС на 2013 год -20%, на 2014 год - 10% от объема инвестиций; КРС - 70% согласно механизму распределения инвестиций на КРС.

В соответствии с действующим Стандартом с приложением особенностей формирования и мониторинга инвестиционных проектов по направлениям деятельности» исполнение инвестиционной программы бурения и ГТМ осуществляется следующим образом (рисунок 2.3):

1. Составление структурными подразделениями графиков выполнения работ и заключение с подрядчиками договоров-намерений на производство работ;

2. Формирование структурным подразделением реестра работ на очередной квартал; Формирование резерва в пределах 10% и внесение изменений;

3. Утверждение реестров на планируемый период по структурным подразделениям;

4. Доведение Управлением инвестиций до структурных подразделений сумм инвестиций согласно утвержденному реестру;

5. Мониторинг реестра инвестиционных проектов;

6. Контроль за исполнением инвестиционных программ.

Рисунок 2.3 - Этапы исполнения инвестиционной программы в ОАО

«Татнефть»

В 2011 году была продолжена работа по совершенствованию системы планирования и мониторинга инвестиций, разработано и введено в действие дополнение к Стандарту, доработана система повышения мотивации и ответственности за показатели эффективности использования инвестиций.

Организована и продолжена работа по пересмотру существующих сметных норм и нормативов при строительстве скважин; одновременно идет разработка норм и расценок для новых технологий и оборудования; организовано планирование и мониторинг инвестиций в разработку проектов обустройства месторождений (в стадии «Проект»).

Далее проанализируем опыт ОАО «ТНК-ВР Холдинг» (на примере ОАО «Оренбургнефть») и ОАО «НК «Роснефть» (на примере ОАО «Самаранефтегаз») по формированию инвестиционных программ.

Программа стратегии ОАО «Оренбургнефть» разработана до 2020 года с экономическим расчетом различных вариантов развития компании. Финансовая стратегия определена, при этом, на 5 лет. Проекты подразделяются на проекты, направленные на сохранение базовой добычи и мероприятия, направленные на дополнительную добычу. ОАО «ТНК-ВР Холдинг» устанавливает одинаковые экономические требования для дочерних обществ с учетом льгот по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Определены три направления инвестирования: бурение, зарезки БС и БГС и ГТМ. Инвестиционный проект составляется по активам (группе месторождений), месторождениям, скважинам. Инвестиционная программа формируется в НГДУ в Департаменте экономики и инвестиций с использованием программного комплекса. Экспертиза проводится на уровне месторождений и по скважинам при финансировании как капитальных вложений. Мониторинг проектов ведется только в течение года инвестирования (планируют переход на 2 года). Мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД) при формировании инвестиционного портфеля идут в позицию «Базовая (сохраненная) добыча нефти» (20-30% от источника инвестиций).

Нами был проведен сравнительный анализ формирования инвестиционных программ ОАО «Татнефть» и ОАО «ТНК - ВР Холдинг» на примере нефтегазодобывающего управления «Бузулукнефть» открытого акционерного общества «Оренбургнефть») по таким параметрам, как объект,

горизонт планирования, ключевые показатели инвестиционной программы (таблица 2.5).

Таблица 2.5 - Сравнительный анализ формирования инвестиционных программ в ОАО «Татнефть» и ОАО «ТНК - ВР Холдинг» (на примере НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть»)

Харак-терис-тика ОАО «Татнефть» ОАО «ТНК - ВР Холдинг» (на примере НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть»)

1 2 3

Объект планирования Скважина с контролируемыми показателями Участок (местонахождение, горизонт) группа скважин, имеющих геологическую независимость

Масштаб оценки Экономическая оценка разработки проводится на уровне скважины и ее входных параметров (конструкция скважины, геологическая привязка к объекту разработки, категория скважины, дата начала и дата окончания проведения работ, объем обустройства, перечень оборудования, привязка к направлению инвестирования, начальный дебит, коэффициент падения и добычи нефти, объем добычи в первый годи на срок эффекта, индекс доходности) Экономическая оценка разработки участка проводится комплексно с учетом влияния всех составляющих (себестоимость, темпы падения базовой добычи, инвестиционная нефть от геолого-технических мероприятий, инвестиции на геолого-технические мероприятия, обустройство скважин, дополнительная инфраструктура, геологоразведочные работы).

Сроки планирования Перспективное планирование отсутствует. Составляется проект разработки месторождения на длительную перспективу, но не утверждается на инвестиционном комитете. Инвестиционная программа разрабатывается на год Перспективное планирование в разрезе активов - участков со сроком планирования 20 лет, имеющих общую инфраструктуру. Каждые три года происходит уточнение плана по участкам. Ежегодно уточняется инвестиционная программа по участкам и скважинам

Таблица 2.5 - Сравнительный анализ формирования инвестиционных программ в ОАО «Татнефть» и ОАО «ТНК - ВР Холдинг» (на примере

НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть») (Окончание)

1 2 3

Ключе- - добыча нефти по скважинам - добыча нефти по участкам на

вые на год и на срок эффекта с срок эффекта с расшифровкой

показа- расшифровкой базовой добычи базовой добычи и

тели и инвестиционной добычи инвестиционной добычи

инвести- нефти; нефти;

ционной - среднегодовой прирост дебита; -инвестиции в составе

прог- - индекс доходности затрат; капитальных вложений;

раммы - удельные инвестиции на одну - инвестиции в составе

скв.- операцию; себестоимости;

-удельная добыча на 1 - дисконтированный поток

млн.руб.инвестиций; наличности;

- чистый дисконтированный - индекс доходности

доход; инвестиций;

- успешность геолого - - срок окупаемости;

технических мероприятий -внутренняя норма

доходности;

- год экономического предела

(год, в котором ЧДД проекта

начинает снижаться;

- среднегодовой прирост

дебита;

- удельные инвестиции на 1

скв. - операцию;

-удельные инвестиции на 1

барр.нефти

Примечание - Разработано автором.

Интересен также опыт ОАО «НК «Роснефть» (на примере ОАО «Самаранефтегаз»), которое работает по бизнес-плану развития месторождений с перспективой планирования на 20 лет, каждые пять лет вносятся уточнения, детальное планирование на 2 года, и при этом происходит ежегодное обновление. Проекты подразделяются на проекты, направленные на сохранение базовой добычи и мероприятия, направленные на дополнительную добычу. ОАО «НК «Роснефть» устанавливает разные экономические требования для дочерних обществ с разными

технологическими условиями разработки месторождений, в том числе с учетом льгот по НДПИ. Условия по КРУ дифференцированы для каждого месторождения. Льготы учитываются на стадии расчетов ТЭО. Выделяются три направления инвестирования: бурение, зарезки и ГТМ по выводу скважин из консервации. Остальные ГТМ входят в смету затрат предприятия, включаются в себестоимость добычи нефти и регулируются самим предприятием.

Инвестиционный проект составляется по месторождениям и скважинам. Экспертиза проводится на уровне месторождений, в разрезе скважин. Обязательный мониторинг проектов ведется только в течение года, далее - по запросу ОАО «НК «Роснефть». Мероприятия, проводимые на нагнетательном фонде скважин, в том числе ввод новых нагнетательных скважин, отдельно по эффективности не оцениваются. Затраты на проведение мероприятий учитываются как необходимые для поддержания добычи нефти по месторождениям, в случае серьезных отклонений выполняется факторный анализ.

В таблице 2.6 приведена сравнительная характеристика инвестиционных программ нефтяных компаний ОАО «Татнефть», ОАО «НК «Роснефть» (на примере ОАО «Самаранефтегаз»), ОАО «ТНК-ВР Холдинг» (на примере НГДУ «Бузулукнефть» «ОАО «Оренбургнефть»). Таблица 2.6 - Сравнительная характеристика инвестиционных программ ОАО «Татнефть», ОАО «НК «Роснефть» (на примере ОАО «Самаранефтегаз»), ОАО «ТНК-ВР Холдинг» (на примере НГДУ «Бузулукнефть» «ОАО «Оренбургнефть»)

Характеристика ТНК-ВР (НГДУ «Бузулукнефть» ОАО Оренбургнефть») Роснефть (ОАО «Самаранефтегаз») Текущее состояние ОАО «Татнефть»

1 2 3 4

Горизонт перспективного планирования 10-ти летнее 20-ти, 5-ти летнее ежегодное

Таблица 2.6 - Сравнительная характеристика инвестиционных программ ОАО «Татнефть», ОАО «НК «Роснефть» (на примере ОАО «Самаранефтегаз»), ОАО «ТНК-BP Холдинг» (на примере НГДУ «Бузулукнефть» «ОАО «Оренбургнефть») (Продолжение)

1 2 3 4

Горизонт формирования

инвестицион- 5-ти, 2-х и

ных программ 3-х и ежегодное ежегодное ежегодное

Оцениваемые Кап. вложения + Кап. вложения + Кап. вложения +

инвестиции ГТМ ГТМ ГТМ

Программный продукт для расчетов Шлюмберже-Мерак Excel ТН-Нефтедобыча

Локация

программного Структурное Структурное Структурное

продукта подразделение подразделение подразделение

Планирование коэффициента Расчетно (на основе Расчетно (на

успешности статистики) основе статистики) Не учитывается

Бизнес-план по Бизнес-план по

Формат объектам объектам

расчетов разработки- разработки- Точечные по

скважинам скважинам скважинам

Капитальные

Содержание бизнес-плана Капитальные и операционные Капитальные и операционные затраты, ГТМ в части инвестиционной

затраты затраты программы

Оцениваемая добыча Базовая и Базовая и Дополнительная (в части КРС -

дополнительная дополнительная базовая)

Расчетно

Планирование дебита Расчетно (Программы Шлюмберже) (Технологии Herriot-WattUniversity) Геологом НГДУ

Планирование

темпов падения На основе На основе

добычи статистики статистики Геологом НГДУ

Таблица 2.6 - Сравнительная характеристика инвестиционных программ ОАО «Татнефть», ОАО «НК «Роснефть» (на примере ОАО «Самаранефтегаз»), ОАО «ТНК-ВР Холдинг» (на примере НГДУ «Бузулукнефть» «ОАО «Оренбургнефть») (Окончание)

1 2 3 4

- то же по

новым

скважинам 35% 35% 5%

Планирование коэффициента Расчетно (на основе Расчетно (на

успешности статистики) основе статистики) Не учитывается

Планирование программы ППД Слабо развита Учитывается в составе объекта разработки Планируются в направлениях (бурение, БС-БГС, КРС и т.д.)

- уро- Головная Головная Головная

вень компания компания компания

Экс- - сте- Бурение, БС- Бурение, БС-БГС,

пер- пень БГС, ГРП по ГРП по

тиза дета- скважинам, ГТМ скважинам, ГТМ - По скважинам в

лиза- - по объектам по объектам разрезе

ции разработки разработки показателей

Инвестиционные условия ЧДД>0 при норме дисконта 10% ЧДД>0 при норме дисконта 15 и 20% ИД > 1 или >шт ИД при норме дисконта 10%

ЧДД,

ЧДД, ЧДД, дисконтирован-

Ранжирование дисконтирован- дисконтирован- ный индекс

ный индекс ный индекс доходности, срок

доходности доходности окупаемости

В соответствии с

Сроки монитор бизнес-планом, В соответствии с

инга кроме того 1 год для ГТМ, 2 года для бурения бизнес-планом , кроме того 1 год для ГТМ В зависимости от продолжительности эффекта

Внесение изменений при исполнении квартальных реестров В бурение, БС-БГС, ГРП по В бурение, БС-БГС, ГРП по

скважинам, в ГТМ контроль за скважинам, в ГТМ контроль за общим По направлениям инвестирования,

общим лимитом и добычей лимитом и добычей индивидуально по скважине

Примечание - Разработано автором.

Приведем также опыт ОАО «Лукойл» и ОАО «Газпром нефть» по применению программного комплекса. К примеру, в ОАО «Лукойл» с помощью программного комплекса на основе линейного метода оптимизации и метода случайных портфелей был обеспечен комплексный подход к оптимизации проектов добычи по обустройству с учетом региональных ограничений, фиксированных проектов на уровне регионов; все проекты (проекты добычи и проекты обустройства), входящие в суммарный, обрабатываются, как один, можно привязать один проект обустройства к нескольким разным проектам добычи. Технические возможности программного комплекса позволяют выделять стратегически значимые проекты, которые всегда включаются в портфель и позволяют рассчитывать чистый приведенный доход проекта с учетом рисков (Risk Adjusted Value - RAV) для ранжирования проектов с вероятностью ГРР. Однако сохраняется ряд недоработок, а именно: NPV не учитывает риски, параметр ENPV не учитывает склонности к риску компании, невозможность учета всего спектра ограничений при оптимизации.

Среди предстоящих мероприятий, направленных на совершенствование управления инвестиционными программами ОАО «Лукойл» с помощью программного комплекса, выделяются следующие: разработка специальной системы наименования проектов, разнесение затрат инфраструктурных проектов по добычным, разбивка проектов на группы, в том числе выделение стратегически значимых проектов, оптимизация низкорентабельных проектов в отдельном портфеле, дальнейший поиск методов проведения оценки и обоснования результатов оптимизации при большом количестве проектов.

В ОАО «Газпром нефть» с помощью программных комплексов достигнута оперативность в оценке инвестиционных программ, разработаны паспорта проектов, что дает возможность хранения в базе данных дополнительной информации, создания приложений для использования рассчитанных результатов, возможность использования внутренних отчетов

и индикаторов, мониторинга проектов и выгрузка в шаблон, выгрузки данных в сформированный шаблон файла «Excel», оперативного предоставления руководителям ключевой информации по инвестиционным проектам.

Среди предстоящих перед ОАО «Газпром нефть» задач дальнейшего совершенствования инвестиционных программ геолого-технических мероприятий выделяются следующие: достижение отраслевых стандартов и увязка трех подсистем управления: управления запасами, экономического анализа и планирования, автоматизация сбора исходной информации для загрузки в программный комплекс, наращивание статистических данных и применение стохастического подхода к оценке проектов, развитие портфельного анализа активов.

В результате анализа опыта нефтяных компаний в формировании инвестиционных программ и современного состояния формирования инвестиционных программ в ОАО «Татнефть» были сформулированы и систематизированы основные ее недостатки (таблица 2.7).

Таблица 2.7 - Недостатки действующей системы управления инвестиционными программами ОАО «Татнефть»

Основные характеристики

управления Проблемы

инвестиционными (направления для совершенствования)

программами

1 2

Программа стратегии добычи Отсутствует перспективное планирование с

нефти до 2040 года без целью выделения наиболее привлекательных

экономической оценки объектов разработки для инвестирования

Единственный профиль Отсутствует сценарный подход к разработке

добычи нефти месторождения

Таблица 2.7 - Недостатки действующей системы управления инвестиционными программами ОАО «Татнефть» (Продолжение)

1 2

Инвестиционная программа формируется по скважинам Существует риск проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) без оценки перспективы разработки месторождения

Оценка проектов: - с дополнительной добычей (с приростом); - природоохранные мероприятия (без эффекта) Не оцениваются проекты «базового бизнеса», включая мероприятия по подземному ремонту скважин и разведочному бурению

Одинаковые условия для всех нефтегазодобывающих управлений при формировании программы ГТМ Отсутствует переток инвестиций между объектами разработки с учетом экономики месторождений и между направлениями инвестирования (бурение, БС/БГС, МУН, КРС и т.д.)

Планирование и формирование технико-экономических показателей проектов Проведение экспертизы на уровне скважины без учета статистического анализа -планирование заниженных/завышенных показателей проектов в этой связи

Мониторинг инвестиционных проектов по скважинам Отсутствует фактическая оценка результатов эффективности объектов инвестирования с учетом всей исторической экономики объектов

Мероприятия по поддержанию пластового давления (ППД) планируются в направлениях: бурение, зарезка БС и БГС, ОРЭиЗ, Отсутствует возможность получения необходимого объема финансирования, проведения опытно-промышленных работ по низкопродуктивным коллекторам,

Таблица 2.7 - Недостатки действующей системы управления инвестиционными программами ОАО «Татнефть» (Окончание)

1 2

ввод нагнетательных скважин (освоение под закачку), поименованные объекты (реконструкция системы ППД) как следствие - падение пластового давления и потеря добывных возможностей

Примечание - Разработано автором.

Далее были разработаны автором и предложены следующие направления совершенствования существующей системы управления инвестиционными программами в ОАО «Татнефть»:

1) защита стратегии добычи нефти по НГДУ и инвестиционной программы геолого-технических мероприятий с экономическим обоснованием на 5 лет;

2) дифференциация проектов на проекты базовой добычи, мероприятия, направленные на дополнительную добычу и на природоохранные мероприятия (без эффекта);

3) установление разных экономических требований с разными технологическими условиями разработки месторождений, в том числе с учетом льгот по НДПИ. Учет льгот на стадии технико-экономического обоснования;

4) выделение направлений инвестирования. Выделение пакета геолого-технических мероприятий по операционной деятельности;

5) планирование инвестиционного проекта по месторождениям с учетом лицензионных требований и проектов разработки по месторождениям;

6) формирование инвестиционной программы по каждому НГДУ по направлениям в пределах выделенных лимитов и средств на прирост и сохранение добычи;

7) проведение экспертизы по скважинам, финансируемым за счет капитальных вложений. Формирование целевой программы по месторождениям по дополнительному источнику в соответствии с проектом разработки с учетом допустимых отклонений;

8) проведение мониторинга эффективности геолого-технических мероприятий в год финансирования, так как далее добыча является переходящей базовой.

Таким образом, на основе анализа современного состояния управления инвестиционными программами в ведущих нефтяных компаниях выявлены следующие недостатки действующей системы управления инвестиционными программами в ОАО «Татнефть», а именно: риск некорректной оценки эффективности отдельной скважины без учета экономики месторождения, расчет лимита для каждого направления инвестиций НГДУ на основе предыдущего года, что допускает выбор эффективных скважин как на эффективных, так и неэффективных участках, и, наоборот, - не проходят мероприятия, проведение которых обусловлено технологическими требованиями разработки участка, так как имеют заведомо низкий индекс доходности.

Отсутствие взаимосвязи оценки эффективности проектов с гидродинамической моделью объектов разработки, статистикой успешности проведенных мероприятий и эксплуатационных затрат по каждому объекту инвестирования приводит к тому, что всю экспертизу проводит куратор, что носит необъективный характер оценки объемов дополнительной добычи на скважине.

Большая часть планируемых проектов в некоторых направлениях на первом этапе не имеет связи с реальным объектом. Отсутствие связи с данными по остаточным запасам на объектах инвестирования приводит к

отрыву оценки эффективности проектов от реальных добычных возможностей.

Выявленные в п.2.3. недостатки действующей системы управления инвестиционными программами в ОАО «Татнефть» и анализ передового опыта ряда российских нефтяных компаний явились предпосылками для разработки в главе 3 инновационных инструментов управления инвестиционными программами в ОАО «Татнефть».

3. РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННЫХ ИНСТРУМЕНТОВ УПРАВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫМИ ПРОГРАММАМИ В

НЕФТЯНОЙ КОМПАНИИ

3.1. Модель формирования инвестиционной программы на основе применения инновационного управленческого инструментария в ОАО

«Татнефть»

В настоящее время при используемом в ОАО «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.

Автор считает, что 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 ОАО «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;

2) определение уровня базовой добычи нефти по объектам разработки (нивелирование показателей дополнительной добычи нефти) методом экстраполяции;

3) определение себестоимости базовой добычи нефти по объектам разработки;

4) расчет показателей эффективности инвестиций по объектам разработки без мероприятий, направленных на дополнительную добычу нефти, до оптимизации;

5) расчет показателей эффективности инвестиций до оптимизации 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 проектов 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 таблице 3.1. отражены основные этапы, рекомендуемые автором 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.

Таблица 3.1 - Этапы и инновационный инструментарий управления

инвестиционными программами в нефтяной компании

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.

Таблица 3.1 - Этапы и инновационный инструментарий управления

инвестиционными программами в нефтяной компании (Продолжение)

Этап Инструмент и его обоснование

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; - 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:

Таблица 3.1 - Этапы и инновационный инструментарий управления инвестиционными программами в нефтяной компании (Окончание)

Этап Инструмент и его обоснование

- 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.

Примечание - Разработано автором.

В качестве информационной основы практического внедрения предлагаемого инновационного инструментария управления инвестиционными программами в ОАО «Татнефть» был выбран программный комплекс компании «8сЫишЬе^ег» (программный комплекс), при 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», ОАО НК «Роснефть», НК «Лукойл», НК «Газпромнефть», «ТНК-BP», «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 точки зрения автора, нижеследующие:

1) техническая подготовка существующей базы данных и рабочих мест пользователей;

2) создание перечня объектов инвестирования (разработки);

3) формирование данных по исторической добыче нефти, очищенной 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 инвестирования и определение коэффициента падения.

5) формирование прогнозов по каждому объекту инвестирования по следующим показателям: базовая добыча, добыча жидкости, действующий фонд скважин, бездействующий фонд скважин;

6) создание проектов базовой добычи на основе сформированных документов скважин, содержащих историческую добычу и прогноз базовой добычи. Занесение всех необходимых технологических и экономических данных;

7) формирование инвестиционных проектов, включая мероприятия, 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 геологическую, 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 расчёте на тонну жидкости,

норматив условно-переменных расходов на добычу нефти (по статье «Заводнение») в расчёте на тонну жидкости, норматив условно-постоянных 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 объектам 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 рисунке 3.1 представлена разработанная автором 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.

Корпоративная информационная система «Татнефть- нефтедобыча»

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.

Загрузка исходных данных и проверка

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, включающих прогнозы по жидкости, базовой добыче, действующему и бездействующему фондам скважин;

- формирование проектов дополнительной добычи нефти.

4. Проведение комплексной оценки экономической эффективности объектов нвестирования.

5. Анализ чувствительности показателей.

Без оценки рисков

Программа определения наилучшего набора проектов (портфеля)

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 (чистый дисконтированный доход / индекс доходности / срок окупаемости и

др.)

Проверка непротиворечивости базовых условий и инструментария

Наилучший инвестиционный портфель компании

- 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.

Рисунок 3.1- Модель реализации инновационного инструментария управления инвестиционными программами в нефтяной компании на основе

программного комплекса

В настоящее время в целях адаптации к потребностям ОАО «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 рисунке 3. 1 формируется база данных, которая в дальнейшем будет использована для поиска наилучшего портфеля. 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 ОАО «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 эксплуатационных 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 планирования 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;

- суммарные инвестиционные затраты по заявкам на ГТМ. Сравнение производится между заявками в программном комплексе и фактическими данными за последний год из КИС «Татнефть-нефтедобыча»;

- 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 учёта 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; условно- постоянные 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).

- суммарный плановый действующий и бездействующий фонд скважин по объектам разработки. Запланированный фонд должен быть сопоставлен со средним фактическим значением за последний или «плавающий» (сквозной) год. Сравнение проводится по НГДУ.

При сопоставлении начальных данных между КИС «Татнефть-нефтедобыча» и программным комплексом начальный набор ГТМ еще не является оптимизированным. Таким образом, по всем основным показателям должно наблюдаться превышение над фактом предыдущего года.

Для удобства работы с проектами рекомендуется сгруппировать проекты. Группировку проектов можно осуществить по следующим направлениям инвестиций:

1. Проекты базовой добычи - базовый бизнес;

2. Новое эксплуатационное бурение;

3. Ввод добывающих скважин;

4. Ввод нагнетательных скважин;

5. ГРП;

6. Зарезка боковых (вторых) стволов - ЗБС;

7. КРС;

8. МУН;

9. Одновременная раздельная эксплуатация и закачка;

10. Заявки, переходящие на плановый год;

11. КРС без эффекта;

12. Бурение «Гарант»;

13. Бурение «Тендер»;

14. Зарезка «Гарант»;

15. Зарезка «Тендер».

Как правило, оптимальный портфель выбирается, если удовлетворяется ряд бюджетных ограничений и цель по добыче. Предлагается использовать следующие ограничения при оптимизации:

- нормативы добычи по НГДУ или в целом по компании -минимальный уровень добычи нефти для портфеля проектов;

- инвестиционные затраты в разрезе направлений инвестиций или в целом по компании с использованием единых ограничений по затратам для всей компании без учета разделения по НГДУ или направлениям инвестиций для обеспечения возможности перетоков инвестиций между типами ГТМ;

- операционные затраты - бюджетные ограничения по операционным затратам в разрезе НГДУ или в целом по компании.

По каждому объекту инвестирования строится суммарная скважина, результатом построения которой является построение добычи, очищенной от дополнительной добычи мероприятий.

Эта добыча отражает естественное падение добычи по каждому выбранному объекту инвестирования, и на ней можно выделить стабильный участок падения и построить тренд падения добычи. Тренд падения добычи описывается экспоненциальной функцией. При выборе стабильного участка не обязательно, чтобы этот участок должен быть расположен именно в конце

массива данных. Основным результатом построения тренда падения добычи является коэффициент падения, который не зависит от места расположения стабильного участка. Определение периода стабильной работы объекта / участка должно производиться за срок не менее 7-10 лет.

Для каждого объекта инвестирования должно быть рассчитано конкретное числовое значение коэффициента падения добычи, для этой задачи предлагается использование двух способов нахождения этого коэффициента:

- экспертная оценка, в результате которой используется усредненное значение коэффициентов падения добычи с близлежащих объектов инвестирования, месторождения, НГДУ);

- объединение мелких объектов в один искусственный объект и далее, обращение с ним, как с единым целым (в этом случае добыча от всех объектов сложится, и этот объект инвестирования по объему добычи и по количеству действующих скважин станет достаточным для построения прогноза добычи).

Процесс прогнозирования является индивидуальным процессом и потенциально содержит в себе много субъективных моментов, решаемых путем приобретения опыта и навыков в работе при построении прогнозов добычи.

Единых четких правил построения прогноза не существует, так как каждый прогноз является уникальным. Описанный выше метод прогнозирования базовой добычи нефти кривыми падения является экспресс-методом, и его результаты имеют приблизительный характер, а, следовательно, данный метод не может претендовать на абсолютную надежность результатов.

Точность прогноза добычи при использовании кривых падения уступает гидродинамическому моделированию, но, при этом, является значительно менее ресурсоемким процессом. Кроме того, хорошая точность обеспечивается на относительно близких временах от даты прогноза (первые

несколько лет). Это является очень хорошим приближением, в случае проведения на основе полученного прогноза экономического анализа, потому как дисконтирование, применяемое в экономическом анализе, уменьшает степень влияния данных, расположенных далеко по времени от текущего момента прогнозирования. В результате метод кривых падения добычи обладает недостаточной точностью для больших времен прогноза (10-20 лет), но эта неточность нивелируется дисконтированием, в случае последующего проведения экономического анализа проекта.

Каждый тип падения можно выделить в специальных координатных осях (полулогарифмическая координатная сетка, двойная логарифмическая; зависимость от времени, от накопленной добычи), в которых они принимают вид прямых.

Кривые падения каждого типа имеют следующую тенденцию: экспоненциальная кривая падения представляет самый пессимистичный (консервативный) вариант прогноза добычи, в то время как гармонический тип падения представляет наиболее оптимистичный вариант прогноза.

Наиболее общий, гиперболический тип падения является средним между своими крайними случаями. Стоит заметить еще раз, что при прогнозировании способом кривых падения добычи объект инвестирования, для которого производится построение прогноза, должен представлять собой, в значительной степени, геологически или гидродинамически изолированное тело.

Важным элементом портфельной оптимизации является установка взаимосвязей между планируемыми инвестиционными проектами. Нередко запланированные мероприятия ГТМ связаны между собой, в таких случаях мероприятия могут планироваться группами, и, как результат, либо вся группа должна включаться одновременно в портфель, либо целиком должна исключаться из портфеля. Возможны и более сложные типы взаимосвязей.

Приоритетными шагами в совершенствовании инновационного инструментария управления инвестиционными программами в ОАО