Оценка эффективности инновационных проектов в нефтедобыче (на примере ОАО "Татнефть") тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Гараев Линар Гамирович

• Гараев Линар Гамирович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Гараев Линар Гамирович

Введение

Глава 1. Теоретические основы технологических инноваций в современной экономической науке

1.1. Технологические инновации в нефтедобывающем секторе экономики как предмет исследования

1.2. Специфика инновационной деятельности и технологических инноваций в нефтедобывающей отрасли

1.3. Сравнительный анализ инновационной активности крупнейших

нефтедобывающих компаний

Глава 2. Методическое обеспечение оценки экономической эффективности инвестиционно-инновационных проектов в нефтедобыче

2.1. Методические подходы к оценке эффективности инвестиционно-инновационных проектов в промышленности

2.2. Методика определения экономического эффекта от реализации инновационных проектов в нефтедобыче

2.3. Методика оценки экономического эффекта от реализации инфраструктурных инновационных проектов в нефтедобывающей

отрасли

Глава 3. Оценка экономического эффекта от реализации инновационных проектов в нефтедобыче с использованием методов экономико-математического моделирования (на примере ОАО «Татнефть»)

3.1. Экономико-математическая модель оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов по уровню эксплуатационных затрат в нефтедобывающих компаниях

3.2. Экономико-математическая модель оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов по применению новых

технологий бурения скважин в нефтедобывающих компаниях

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка эффективности инновационных проектов в нефтедобыче (на примере ОАО "Татнефть")»

Введение

Актуальность темы исследования. Современное развитие отечественной экономики пока нельзя считать устойчивым в связи с тем, что его параметры обеспечиваются преимущественно благоприятной конъюнктурой мировых сырьевых рынков. Прирост ВВП обеспечивается за счет экстенсивного роста сырьевого сектора, сопровождающегося ростом затрат различных видов ресурсов.

С другой стороны, сокращение и истощение сырьевых запасов стимулирует поиск ресурсосберегающих моделей развития сырьевого сектора, управление его инновационным развитием в целях преодоления нарастающих затратных тенденций и повышения эффективности использования имеющихся запасов. На долю трудноизвлекаемых запасов нефти в России сегодня приходится около 60% от остаточных запасов нефти (в Татарстане - 73% и более), а удельные эксплуатационные затраты на этих месторождениях значительно (в 3-5 раз) превышают их среднеотраслевой уровень. При этом использование традиционных технологий извлечения нефти и эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами является крайне неэффективным, что не обеспечивает элементарную самоокупаемость таких инвестиционных проектов.

В связи с чем поиск инновационных и высокоэффективных технологий нефтедобычи в условиях трудноизвлекаемых запасов, обеспечивающих снижение эксплуатационных затрат при реализации этих проектов и повышение уровня извлекаемой нефти, являются наиболее актуальными сегодня проблемами функционирования нефтедобывающих компаний.

Необходимость оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов в условиях трудноизвлекаемых запасов, как важнейшего этапа управления инновационным развитием, и предопределило научную и практическую актуальность темы диссертационного исследования, его цели и задачи.

Степень разработанности проблемы. Исследованию проблем понятийного

аппарата инноваций, их классификации, посвящены труды таких отечественных

3

ученых, как В.В. Авилова, А.Н. Асаул, И.В. Бойк, С.Г. Вагин, С.В. Валдайцев,

A.Т. Волков, С. Ю. Глазьев, П.В. Есин, С.Ю. Ерошкин, В.В. Ивантер, С.В. Киселев, Н.И. Комков, Н.Д. Кондратьев, Б.Н. Кузык, С.М. Кадочников, А.Н. Мельник, О.П. Молчанова, Ю.П. Морозов, А. В. Раптовский, Д.Ш. Султанова, И.Э. Фролов, Э.Ш. Шаймиева, А.И. Шинкевич, Ю.В. Яковец и другие, которые глубоко анализируют проблемы идентификации факторов, влияющих на развитие инноваций, а также методологические подходы к формированию организационно-управленческих и институциональных основ траекторий их развития.

Специфике управления инновационными процессами в различных отраслях посвящены труды зарубежных ученых Р. Блэра, Р. Коуза, С. Маккаферти, X. Малмрена, X. Марвела, П. Рэя, Д. Спенглера, Ж. Тироля, О. Уильямсона, К. Эрроу и других. Процессам активизации отечественных исследований в этой области способствовали деструктивные реформы существовавшей советской системы управления отраслью, а затем акционирование и приватизация нефтедобывающих предприятий в начале 90-х годов прошлого столетия. Наибольший вклад в формирование и развитие отечественной модели управления в нефтедобыче внесли такие ученые, как А.Ф. Андреев, В.Ю. Алекперов, П.Л. Виленский, В.Е. Баженов, А.Н. Барков, Ю.В. Бахир, А.Ю. Карибский, Г.А. Луценко, A.M. Мухин,

B.В. Первухин, А.И. Садчиков, А.И. Скубченко, Л.В. Соркин, Г.Н. Сурков, Т.В. Фатахова, А.П. Хохлов и другие.

Исследованию процессов воздействия различных факторов на результативность и экономическую эффективность инновационных проектов, реализуемых в отрасли нефтедобычи, посвящены труды А.Ф. Андреева, С.В. Бабака, Ю.М. Бердыева, М.М. Виницкого, В.И. Грайфера, В.А. Галустянца, В.Ф. Дунаева, Н.А. Зубарева, А.Н. Плотникова, А.Е. Череповицына и других.

Анализу тенденций и закономерностей в системе государственной поддержки инновационной деятельности в сырьевом секторе посвящены исследования С.И. Айрапетяна, Е.П. Ардашевой, Ю.С. Богачева, А.А. Булатова, И.В. Бурениной, М.А. Воробьева, Д.А. Гамиловой, К.И. Грасмика, И.Г. Дежиной,

В.В. Киселевой, А.И. Ковалевой, Л.И. Мотиной, А.В. Николаева, В.М. Полтеровича, А.И. Шинкевича и ряд других.

Проблемам оценки эффективности инновационных проектов в сфере нефтедобычи посвящены исследования Р.Г. Абдулмазитова, А.Е. Алгунина, М.Д. Белонина, А.А. Газизова, Р.Г. Галеева, Л.П. Гужновского, А.И. Жечкова, А.П. Крылова, К.Т. Максимова, К.Н. Миловидова, В.Н. Лившица, В.Д. Лысенко, А.Я. Хавкина, В.С. Шеина и других.

Однако падение эффективности эксплуатации нефтяных месторождений, рост затрат на их разработку и эксплуатацию с объективной необходимостью требуют дальнейшей разработки проблем оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов как важнейшего этапа процесса управления инновационной деятельностью в этой сфере.

Цели и задачи исследования. Целью диссертационного исследования является обоснование теоретических положений и разработка методического инструментария оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов в нефтедобыче.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи:

- исследовать организационные, управленческие и финансовые преимущества нефтедобывающего сектора экономики при разработке и реализации инвестиционно-инновационных проектов;

- на основе анализа основных затрат, связанных с функционированием нефтедобывающих предприятий, обосновать приоритетные направления инновационной деятельности в отрасли;

- с использованием метода факторного анализа экономического эффекта реализации инфраструктурных инновационных проектов в нефтедобыче разработать методический подход оценки этих проектов;

- разработать методику оценки экономического эффекта от реализации инновационных проектов в нефтедобывающем секторе экономики;

- разработать экономико-математические модели оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов в нефтедобыче.

Предметом исследования являются методы оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов в нефтедобыче.

Объектом исследования выступали инновационные проекты, реализуемые в нефтедобыче.

Области исследования. Диссертационная работа выполнена в соответствие с пунктами 2.2. Разработка методологии и методов оценки, анализа, моделирования и прогнозирования инновационной деятельности в экономических системах; 2.23. Теория, методология и методы оценки эффективности инновационно-инвестиционных проектов и программ; 2.25. Стратегическое управление инновационными проектами. Концепции и механизмы стратегического управления параметрами инновационного проекта и структурой его инвестирования Паспорта специальностей ВАК 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (управление инновациями).

Теоретической и методологической основой исследования послужили научные труды отечественных и зарубежных авторов, фундаментальные положения теории управления инновациями, управления инновационными и инвестиционными рисками, инновационного менеджмента в части оценки эффективности инновационных проектов, а также научные статьи в периодической литературе и ресурсы Интернета.

Для решения поставленных задач были использованы методы системного и статистического анализа, метод количественной оценки рисков, метод комплексного и факторного экономического анализа, метод экономико-математического моделирования, графический метод решения уравнений, методы математической статистики.

Информационную базу исследования составили законодательные и

нормативно-правовые акты органов государственной власти Российской

Федерации Республики Татарстан, данные Федеральной службы статистики,

данные министерств и ведомств, отраслевые методики, данные бухгалтерской,

6

финансовой и хозяйственной отчетности нефтедобывающих компаний, а также данные международных и отечественных аналитических агентств, научно-аналитических изданий и справочников, периодические издания, данные официальных интернет-сайтов.

Научная новизна диссертационной работы заключается в разработке и обосновании теоретических положений, методов, экономико-математических моделей и практических рекомендаций по оценке эффективности инновационных проектов в нефтедобыче.

Наиболее существенные результаты, раскрывающие научную новизну диссертационного исследования, состоят в следующем:

- доказаны организационные, управленческие и финансовые преимущества нефтедобывающего сектора экономики при разработке и реализации инвестиционно-инновационных проектов;

- обоснованы актуальные направления инновационной деятельности в нефтедобыче, связанные с разработкой инновационно-инвестиционных проектов, направленных на повышение дебита скважин, сокращение эксплуатационных затрат и увеличение сроков службы оборудования;

- на основе факторного анализа экономического эффекта реализации инфраструктурных инновационных проектов в нефтедобыче, предложен авторский методический подход по их оценке и доказана их относительно высокая экономическая эффективность;

- разработана методика оценки экономического эффекта от реализации инновационных проектов в нефтедобывающем секторе экономики;

- разработаны прогнозные экономико-математические модели оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов в нефтедобыче.

Практическая значимость диссертационной работы состоит в разработке методики определения экономического эффекта от реализации инновационных проектов в нефтедобывающих компаниях, а также прогнозных экономико-математических моделей оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов в нефтедобыче.

Предлагаемый комплекс методик и рекомендаций может найти широкое использование в практике управления инновационными проектами в других отраслях экономики, что будет способствовать повышению инновационной активности предприятий, степени использования их инновационного потенциала.

Апробация результатов исследования. Основные методические положения и практические результаты диссертации докладывались и обсуждались на молодёжных научно-практических конференциях ОАО «Татнефть» и включены в сборники научных трудов института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть».

Результаты исследования частично вошли в корпоративный руководящий документ «Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности» ОАО «Татнефть» (РД 153-39.0-62009), утвержденное генеральным директором ОАО «Татнефть», в разработке которого автор принимал непосредственное участие.

Кроме того, результаты исследования опубликованы в журналах «Нефтяное хозяйство», «Проблемы экономики и управления НГК», входящих в перечень рецензируемых изданий ВАК Минобрнауки РФ.

Основные положения диссертационной работы отражены в 20 публикациях, из них 9 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы, состоящего из 214 источников, и приложений. Материал изложен на 208 стр. компьютерной вёрстки и включает 15 таблиц и 18 рисунков.

Глава 1. Теоретические основы технологических инноваций в современной экономической науке

1.1. Технологические инновации в нефтедобывающем секторе экономики

как предмет исследования

Исследованию феномена «инновации» посвящено огромное количество трудов зарубежных и отечественных экономистов. Эта категория сегодня превратилась в инструмент политических технологий, настолько важно ее значение в прогнозируемых параметрах развития как отдельных предприятий, так и территориальных экономических систем в целом. Эволюция этой категории знаменательна тем, что она постоянно диверсифицируется, приобретая все новые черты и оттенки того явления, локомотивом развития которого она становится. Сегодня открыто обсуждаются в экономической науке инновации управленческого и институционального характера, не говоря уже об их достаточно традиционных технологических и продуктовых видах.

Роль сырьевого сектора в российской экономике исключительно велика: нефтяная промышленность, как основной бюджетообразующий фактор, на протяжении длительного времени вносит существенный вклад в социально-экономическое развитие страны. Безусловно, основными факторами экономического роста являются относительно высокие цены на нефть и газ, что стимулирует высокие темпы роста их экспорта и валютной выручки. По данным официальной статистики, начиная с 2000 г. почти четверть совокупных темпов экономического прироста приходится на нефтяной сектор отечественной экономики [194].

Анализ технологических инноваций в нефтедобывающем секторе экономики, как предмета исследования, безусловно, будет не полным, если не остановиться на особенностях содержательных характеристик процесса соединения факторов производственного процесса в отрасли нефтедобычи.

Во-первых, необходимо отметить, что, по сути, нефтедобыча является монопродуктовым процессом производства, что существенно сказывается на специфике инфраструктуры в отрасли, ее исследовательских организациях, которые, являясь, с одной стороны, узкоспециализированными, с другой, вынуждены концентрировать в себе широкий спектр межотраслевых научных потенциалов.

Во-вторых, предметом труда в отрасли являются нефть и газ, которые не являются результатом прошлого труда и не имеют стоимости в классическом ее содержании. Поэтому в нефтедобыче отсутствуют затраты на сырье, что влечет за собой структурные изменения в оценке, планировании и прогнозировании ряда важнейших технико-экономических показателей.

В-третьих, процесс добычи нефти и газа является процессом непрерывным, что обусловливает вахтовый метод организации труда и круглосуточный контроль за технологией и организацией производства силами специальных оперативных служб.

В-четвертых, удаленность предмета труда (нефтяного пласта) и подземной части эксплуатационного оборудования от непосредственного мониторинга и управленческого воздействия, что обусловливает необходимость планирования и организации процесса постоянного капитального строительства в форме процесса бурения. К тому же необходимо постоянное и непрерывное воспроизводство производственных объектов скважин с тем, чтобы, с одной стороны, компенсировать истощение пластов, а с другой стороны, обеспечить постоянное расширение фонда эксплуатационных скважин и наращивание производственных мощностей.

В-пятых, удаленность предмета труда и подземной части эксплуатационного оборудования от непосредственного мониторинга и регулирования вызывает необходимость организации и планирования специальных исследовательских работ для целей своевременных текущих и капитальных подземных ремонтов скважин, что влечет за собой специфическую

организацию производства на нефтедобывающих предприятиях и особенности технико-экономического планирования и учета.

В-шестых, территориальная привязанность предприятий нефтедобычи к месторождениям нефти и газа накладывает определенный отпечаток местных условий (природных, климатических, этнических, экологических, экономических, политических, социальных) на специфику проектирования, организации и управления процессами добычи нефти, ее хранения и транспортировки.

В-седьмых, цена на продукцию нефтедобычи - нефть и газ - формируется не под влиянием механизма затрат на их добычу, хранение и транспортировку, а под влиянием механизма спроса на них на мировом рынке нефти и газа, что деформирует всю систему ценообразования и определения реального уровня рентабельности предприятий.

И, наконец, нефть и газ, а также продукты их переработки являются продуктами первой необходимости как для населения, так и для хозяйствующих субъектов, что существенно поднимает, по сравнению с другими продуктами и услугами, уровень их потребительной стоимости, а также социальной и экономической значимости для индивидов, муниципалитетов, регионов, национальной экономики в целом.

Перечисленные специфические особенности процесса соединения факторов производства в отрасли нефтедобычи накладывают существенный отпечаток на процессы инновационной деятельности в целом и разработку технологических инноваций на предприятиях отрасли, в частности.

В связи с чем важно отметить, что ряд исследователей используют понятие

инновационной экономики, иначе говоря, экономики, точками роста которой

полностью становятся не традиционное сочетание факторов производства, а

феномен инновации, подразумевающий относительно новое, нетрадиционное

сочетание этих факторов производства. Именно нетрадиционная комбинация

факторов производства была положена в основу своей теории инновационного

роста Й. Шумпетером, который впервые обосновал возможность и необходимость

новых комбинаций производственных факторов, а также технологических

11

процессов, характеризовал понятие «инновация» в широком, относящемся к объекту определения качестве как «внедрение новых комбинаций» [149].

Развитию теории комбинаторики как источника технологических инноваций посвящены исследования ряда зарубежных авторов. В них большое внимание уделяется проектированию траекторий и режимов инновационного развития на уровне фирм, основное место среди которых специалистами отводится цепной «модели Клайна-Розенберга», главным достоинством которой является признание множественности возможных источников технологических инноваций [187].

Исследованию проблем понятийного аппарата технологических инноваций, их классификации, посвящены труды таких отечественных ученых, как В.В. Авилова, А.Н. Асаул, И.В. Бойк, С.Г. Вагин, С.В. Валдайцев, А.Т. Волков, С. Ю. Глазьев, П.В. Есин, С.Ю. Ерошкин, В.В. Ивантер, Н.И. Комков, Н.Д. Кондратьев, Б.Н. Кузык, С.М. Кадочников, О.П. Молчанова, Ю.П. Морозов, А. В. Раптовский, Д.Ш. Султанова, И.Э. Фролов, Э.Ш. Шаймиева, А.И. Шинкевич, Ю.В. Яковец и других. В своих исследованиях авторы глубоко анализируют проблемы идентификации факторов, влияющих на развитие технологических инноваций, а также методологические подходы к формированию организационно-управленческих и институциональных основ, траекторий их развития.

При этом А.И. Пригожин впервые определяет и формулирует различие между понятиями «инновация» и «новшество». Так, если под «новшеством» автор понимает предмет инновации, который подвергается разработке, проектированию, изготовлению, использованию и устареванию, то «инновации» имеют свою специфику цикла, заключающуюся в стадиях зарождения, диффузии, рутинизации [132].

Как отмечает В.В. Ивантер, именно влияние технологических инноваций является базовым фактором инновационной активности промышленных предприятий, обеспечивая тем самым необходимый уровень национальной технологической безопасности страны [91].

В качестве обобщающего определения технологических инноваций можно использовать определение, предлагаемое в методологических описаниях статистических сборников России. Так, большинство из них приводит следующее определение: «технологические инновации представляют собой конечный результат инновационной деятельности, получивший воплощение в виде нового либо усовершенствованного продукта или услуги, внедренных на рынке, нового либо усовершенствованного производственного процесса или способа производства (передачи) услуг, используемых в практической деятельности. Инновация считается осуществленной в том случае, если она внедрена на рынке или в производственном процессе» [198].

Как видим, методология статистического учета не предполагает обозначения различий между продуктовыми и технологическими инновациями, отождествляя новый продукт с новым производственным процессом.

Развивая теоретические подходы к категории «технологические инновации», Э.Ш. Шаймиева, основываясь на опыте инновационного развития крупнейших отечественных корпораций, выдвигает и доказывает гипотезу о том, что эта категория непосредственно связана с понятием «технологический капитал», который эволюционирует во времени, что сближает анализируемые объекты с прямым иностранным инвестированием, также взаимосвязанным с эволюционирующим понятием «капитала» [149]. Иначе говоря, технологические инновации в отечественной экономике тесно связаны с понятием прямые иностранные инвестиции, что и доказывает практика нарастающего «заимствования» зарубежных (зачастую устаревших), но инновационных для отечественной экономики технологий.

Применительно к хозяйствующим субъектам в промышленности, автор под

категорией «технологические инновации» понимает, в частности, конечный результат

инновационно-технологической деятельности хозяйствующего субъекта, нашедший

воплощение в виде нового или значительно усовершенствованного процесса или

способа производства, используемого в практической деятельности, либо нового или

значительно усовершенствованного продукта и процесса, одновременно внедренных

13

на рынке. В отличие от существующих определений технологических инноваций, предложенное понятие отражает их системный характер, т.е. включает в рассматриваемый объект новый элемент, заключающийся в одновременном внедрении продуктовых и процессных инноваций [149].

Вопрос классификации инноваций по-прежнему остается дискуссионным: практически в каждой публикации, посвященной вопросам инноваций, присутствует авторская классификация (Казанцев А.К., Миндели Л.Э. [125], Коровин В.В. [168], Стрекалов О.Б. [173] и др.). Используя различные варианты классификации технологических инноваций, предлагаемые рядом авторов [149, 74, 78], предпримем попытку идентификации признаков, применительно к специфике нефтедобывающей отрасли отечественной экономики (табл. 1).

Таблица 1 - Классификация технологических инноваций

Классификационный признак Виды технологических инноваций

А. Фаза жизненного цикла Базовые (или базисные), новаторские, передовые, технологии будущего

В. Уровень наукоемкости Низко-технологичные, средне-технологичные, высоко-технологичные

С. Уровень новизны Радикальные, совершенствующие, микро инновации, псевдоинновации, замещающие, комбинаторные, модифицирующие

Б. Источник происхождения Эндогенные: крупные предприятия (в том числе ВИНК), малые и средние предприятия, инфраструктура. Экзогенные: лицензии, договор передачи ноу-хау, совместные предприятия, дочерние фирмы

Е.Технологич-ность Продуктовые, процессные, продуктово-процессные (смешанный вид)

Источник: составлено автором по [149, 184]

Исходя из предлагаемой в табл. 1 классификации технологических инноваций, можно выделить следующие характерные свойства технологических инноваций в нефтедобывающей отрасли:

- новаторские или передовые в рамках фазы жизненного цикла инноваций;

- средне- и высокотехнологичные по уровню наукоёмкости;

- совершенствующие, замещающие, комбинаторные, модифицирующие, микроинновации по уровню новизны;

- эндогенные и экзогенные по источнику происхождения;

- процессные и продуктово-процессные (смешанные) по технологическому признаку.

Ряд отечественных исследователей, таких как С.И. Айрапетян, C.B. Бабак, A.A. Булатов, В.И. Грайфер, В.А. Галустянц, М.М. Виницкий, А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова, Л.В. Эдер, в процессе формирования и развития технологических инноваций выделяют методы продвижения технологических инноваций, к которым относятся вертикальный и горизонтальный. При вертикальном методе, наиболее распространенном среди вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), весь инновационный цикл сосредотачивается в одной корпорации с передачей промежуточных результатов инновационных разработок, достигнутых на отдельных стадиях инновационной деятельности, от одного подразделения к другому. При горизонтальном методе продвижения технологических инноваций ведущее предприятие, как правило, вертикально интегрированная компания, является организатором партнерского соглашения по разработке и реализации технологических инноваций, а функции по разработке, проектированию, испытаниям и продвижению технологической инновации распределены между его участниками.

По мнению ряда специалистов [67], эффективным инструментом мониторинга технологических инноваций может стать модель «инновационного портфолио» крупных корпораций, в рамках которой классифицируют следующие их виды:

- базовые (базисные) технологии, которые широко доступны и не имеют патентной защиты, а значит, не могут являться источником конкурентного преимущества;

- собственные технологии, которые разработаны и принадлежат корпорации, имеют патентную защиту, что создает определенные конкурентные преимущества ее владельцу;

- развивающиеся технологии, которые представлены на рынке технологических инноваций и могут быть приобретены корпорациями в виде лицензии, патента или создания совместного предприятия, что обеспечит их владельцу определенное конкурентное преимущество;

- рождающиеся технологии, которые, как правило, являются только инновационной идеей, требующей существенных затрат на разработку, испытания и коммерциализацию, что далеко не означает получение экономического или иного эффекта при их выборе, так как инновационный риск достаточно высок.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гараев Линар Гамирович, 2015 год

Источник: [17]

Влияние коэффициента распределения тем заметнее, чем выше норма дисконта и продолжительность шага расчета. Его применение целесообразно в тех случаях, когда произведение ЕхА г превышает 0,1-0,15.

В Приложении 1 приведены значения коэффициентов дисконтирования, относящиеся к началу шага, и значения коэффициентов распределения, учитывающие «внутришаговую» динамику денежного потока, при нормах дисконта 10%, 12% и 15%. Момент приведения - начало первого года.

Расчеты, как правило, ведутся в текущих ценах - в ценах, заложенных в проект без учета инфляции, поэтому в расчетах используется реальная норма дисконта.

В качестве критерия экономической эффективности мероприятий рассматривается положительное значение чистого дисконтированного дохода

(ЧДД, ЯРУ). Текущий ЧДД - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период - определяется по формуле:

ЧДД (п )=£ р(/) , (4)

/=0

где п - продолжительность расчетного периода.

При оценке экономической эффективности внедрения РИД выбор объекта расчета (расчет эффекта на 1 скважину, на 1 ремонт и т.д.) предложено производить, исходя из технической сущности мероприятия:

- если мероприятие направлено на совершенствование технологии проведения работ, в том числе с использованием новых материалов, оборудования (например, мероприятия в области капитального и текущего ремонтов скважин, строительства скважин и т.д.), то эффект оценивается на каждое применение (внедрение) РИД;

- если мероприятие своей целью имеет внедрение в эксплуатацию нового оборудования (например, цепного привода, труб с покрытием и т.д.), то эффект рассчитывается на единицу оборудования;

- по мероприятиям, направленным на повышение нефтеотдачи пластов, объектом расчетов является скважина или участок.

Обязательным условием должно быть соблюдение сравнительного характера оценки. В соответствие с методикой, в качестве базы сравнения в расчётах экономического эффекта от использования РИД принимаются средние показатели заменяемой техники (технологии), определяемые на основе анализа и обобщения накопленного опыта применения данной техники (технологии) в компании. Заменяемой техникой (технологией) является та, взамен использования которой на данном объекте внедряется РИД. При этом термин «заменяемая» не следует понимать буквально. Например, если при проведении капитального ремонта трубопровода демонтируется «черная труба», то оценка эффективности использования при ремонте на данном участке труб полимерно-покрытых с новой конструкцией стыка (СППТ) производится не в сравнении с демонтируемой

«черной» трубой, а в сравнении с обычными ППТ, которые в настоящее время используются в ОАО «Татнефть» при проведении ремонтов на аналогичных участках, т.е. СППТ вводится взамен использования при ремонтах ППТ. Если бы отдельные бригады при ремонтах продолжали использовать «черные» трубы, и технология СППТ вводилась в первую очередь в этих бригадах, то для расчета фактического эффекта от внедрения СППТ требовалось бы сравнение с «черными» трубами. Таким образом, за базовый вариант принимаются производственные показатели, характеризующие уровень (состояние) производства до внедрения оцениваемых мероприятий.

При оценке показателей работы заменяемой техники (технологии) или самого объекта до внедрения мероприятия необходимо обеспечить корректность их определения. Так, например, нельзя принимать за базу сравнения показатели работы оборудования непосредственно перед выходом его из строя, если эти показатели не характерны для его нормальной работы. В этом случае за базу сравнения следует принимать усреднённые показатели за срок не менее трёх месяцев до отказа. При этом в расчёте показателей не должны учитываться данные, связанные с проведением пуско-наладочных работ, ремонтных работ, неисправностью или наладкой контрольно-измерительных приборов, автоматики и т.д.

При определении экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость показателей до и после начала использования новой техники (технологии), в том числе по объему производимой продукции, ее качественным параметрам, уровню цен, тарифов, условиям оплаты труда. Эта сопоставимость обеспечивается, как правило, путем приведения базовых показателей к условиям, в которых используется новая техника (технология).

Наряду со сравнительным характером оценки, при составлении расчётов

экономической эффективности должен выполняться учет экономической

неравноценности осуществляемых затрат и получаемых результатов в различные

моменты времени (учёт фактора времени), а также учет всех сопутствующих

позитивных и негативных (если они имеют место) результатов, включая

79

социальные, экологические и т.д. Так, оценка эффективности мероприятий, направленных на экономию времени выполнения работ, производится, исходя из реально достигаемых результатов инновационного проекта:

а) если экономия времени позволяет увеличить объем производства продукции в отчетном периоде, то оценивается эффект от реализации дополнительно произведенной продукции (выручка от реализации за вычетом дополнительно понесенных затрат, в том числе на внедрение мероприятия);

б) если проводятся дополнительные работы, которые непосредственно не сопровождаются ростом объемов выручки от реализации (например, проводится дополнительное количество ремонтов скважин), то эффект оценивается в виде суммы затрат, которая потребовалась бы на выполнение этих работ в базовом варианте;

в) если в результате внедрения мероприятия исключаются сверхурочные работы на данном объекте или сокращается численность персонала, то эффект соответствует экономии фонда оплаты труда с обязательными отчислениями. При этом экономия накладных расходов, рассчитываемых пропорционально заработной плате, учитывается только в случае фактического уменьшения данных расходов;

г) если же экономия времени на выполнение работ не влечет за собой никаких вышеперечисленных или аналогичных эффектов, то эффект от внедрения мероприятия не рассчитывается.

В Приложении 2 показан пример, иллюстрирующий вышеописанные особенности оценки эффекта по мероприятиям, направленным на экономию времени выполнения работ.

С целью ранжирования и отбора для финансирования инновационных

проектов, учитывая сравнительный характер оценки, автором предложен

показатель индекс дисконтированной доходности дополнительных затрат

(ИДДДЗ), рассчитываемый как отношение ЧДД к накопленным

дисконтированным дополнительным затратам. Под дополнительными

понимаются затраты, дополнительно необходимые для осуществления

80

мероприятия в сравнении с базовым вариантом. Индекс характеризует доходность каждого рубля дополнительных затрат, обусловленных применением новой технологии или оборудования.

Предложена формула расчета дисконтированных дополнительных затрат

(ДДЗ):

ДДЗ = тах (ДПДЗ; МОДН), (5)

где ДПДЗ - суммарные дисконтированные дополнительные затраты на проведение мероприятия до начала получения эффекта (дисконтированные первоначальные дополнительные затраты);

МОДН - максимальная из абсолютных величин отрицательных накопленных сальдо дисконтированного денежного потока (максимальная отрицательная дисконтированная наличность).

На этапе мониторинга фактической эффективности инновационных проектов, с целью возможности выстраивания системы стимулирования инновационной деятельности, нами предложено разграничить мероприятия по сроку реализации, включающему в себя время внедрения и получения эффекта от использования РИД в производстве, на краткосрочные (до 3-х лет) и долгосрочные (3 года и более).

При выполнении расчётов экономического эффекта краткосрочных мероприятий используются значения фактически произведенных за отчетный период затрат и достигнутых результатов - эффект рассчитывается «по факту». Удельная величина понесённых компанией затрат на НИОКР включается в производственные издержки квартала внедрения. К этой категории относится большинство мероприятий, внедряемых в ОАО «Татнефть» (мероприятия в области ПНП, текущего и капитального ремонтов скважин и т.д.).

В отношении долгосрочных мероприятий выполнение расчёта «по факту»

затруднено в силу сложности организации длительного контроля за результатами

внедрения РИД. Это относится к ряду мероприятий, направленных на увеличение

сроков службы нефтепромыслового оборудования (трубопроводов, емкостного

оборудования, эксплуатационных колонн скважин и т.д.), к мероприятиям,

81

предполагающим внедрение оборудования. В этом случае в расчётах используются прогнозные показатели по срокам службы, определяемые разработчиками мероприятия и в установленном порядке согласованные с курирующими службами Аппарата управления компании.

По долгосрочным мероприятиям при расчете экономического эффекта за отчетный период (квартал) автором предлагается использование метода аннуитетов: единовременные затраты (капвложения, единовременные текущие затраты, затраты на НИОКР) предлагается учитывать в части сопоставимой

(квартальной) стоимости по формуле:

R = S

4 • B(m, E)' (6)

где S- сумма единовременных затрат, руб.;

B(m, Е) - текущая стоимость аннуитета в течение m периодов, дисконтированного по норме дисконта Е, д.ед.;

m - жизненный цикл инвестиций (срок проявления эффекта или срок службы оборудования), лет.

Величина B(m,E) - коэффициент возврата капитала (capital recovery factor) -представляет собой сумму годовых коэффициентов дисконтирования за m лет:

m-1 1

B(mE = S(ITErr> (7)

где t0 - момент приведения (квартал внедрения).

При этом в случае, если какие-то затраты единовременного характера осуществляются не в начале проекта, а в последующие годы его реализации, то эти затраты предварительно дисконтируются, суммируются за жизненный цикл проекта, и после этого рассчитывается аннуитет.

Остальные текущие затраты и поступления (не единовременные) учитываются в размере фактически понесенных затрат (полученных поступлений) за отчетный квартал.

Амортизацию и налог на имущество, производные от суммы капвложений,

предлагается учитывать в сопоставимой стоимости, рассчитываемой делением

82

накопленной за расчетный период (т шагов) дисконтированной суммы амортизации (налога на имущество) на сумму коэффициентов дисконтирования В(т,Е). Формула для расчёта квартальной сопоставимой амортизации ЯА принимает вид:

т-1 1

£ А —1—

= ^-(1 + ЕГ° , (8)

А 4 • В(т, Е)

где А1 - амортизационные отчисления на ¡-м шаге расчётного периода, руб.

Особенность определения эффектов для «неполных» кварталов (квартал внедрения либо последний квартал проявления эффекта) состоит в том, что единовременные вложения (а также амортизация и налог на имущество) учитываются не по полной квартальной сопоставимой стоимости, а только в части по следующим, выведенным автором, формулам:

- для первого квартала - квартала внедрения

Я = ^ • 36174' (9)

где Я1 - сопоставимая стоимость единовременных затрат (амортизации, налога на имущество) для квартала внедрения;

Я - квартальная сопоставимая стоимость единовременных затрат (амортизации, налога на имущество);

Дэф - число календарных дней в квартале с момента внедрения оборудования в эксплуатацию;

для последнего квартала

я + =—---Я (10)

т+1 4 • В(т, Е) 1 ^ 7

В случае, если в течение периода учета эффекта выявляется несоответствие запланированного срока проявления эффекта фактическому, предлагается производить корректировку по следующей схеме:

а) если фактический срок проявления эффекта оказался меньше планового, то в квартале завершения проявления эффекта к квартальной сопоставимой

стоимости Я (или Ят+1) добавляется сумма «несписанной» части единовременных затрат Яд, определяемая по формуле:

е

Яд=4Г^)'(т(11)

где т - плановый жизненный цикл инвестиций;

тф - фактический жизненный цикл инвестиций.

б) если фактический срок проявления эффекта оказался больше планового, то после полного учета («списания») единовременных затрат дальнейший учет данных затрат не производится.

В расчетах экономического эффекта производится разделение эффекта по видам:

- от получения дополнительной продукции (нефть, газ, природный битум и т.д.) или продукции с улучшенными потребительскими свойствами;

- от экономии ресурсов.

Приведем экономическое содержание разделения эффекта на примере проекта, обеспечивающего дополнительную добычу нефти и экономию ресурсов. Расчет составляющих экономического эффекта производится по формулам (12), (13):

Эдп = (ц - Зком - Зпер - Сндпи )' Я - (Зен + Звн + Н им)' К -

- Спр • [(Ц - Зком - ЗНр - Сндпи )• ЯН - (А + ЗеЭн + Ним )• К ] (12)

Эр = Э - Эдп (13)

где Ц - средневзвешенная цена реализации нефти по всем рынкам сбыта за отчетный период без НДС и экспортной пошлины, руб./т;

ЗКом - удельные коммерческие затраты (расходы по доставке нефти), руб./т; Знпер - удельные условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т; Сндпи - ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб./т;

О - дополнительная добыча нефти, полученная за счет внедрения мероприятия, т;

Зквн - единовременные затраты (сопоставимые) на внедрение мероприятия, руб.;

Звн - эксплуатационные затраты на внедрение мероприятия без амортизации, руб.;

Ним - сумма налога на имущество, приобретаемое в рамках внедрения РИД, руб.;

А - сопоставимая амортизация, руб.;

Спр - ставка налога на прибыль, д.ед.;

к - коэффициент, учитывающий «направленность» мероприятия. Введение коэффициента к имеет целью разнести затраты на внедрение мероприятия в расчете эффекта по видам. Его значение устанавливается авторами мероприятий, исходя из сущности мероприятия:

к=1, если мероприятие своей непосредственной целью имеет получение дополнительной продукции (возможная экономия затрат в этом случае выступает как сопутствующий эффект);

к=0, если мероприятие направлено на снижение затрат; ке(0;1), если целью внедрения РИД является одновременно и получение продукции, и снижение затрат.

Для целей анализа эксплуатационных затрат структурных подразделений, внедряющих проект, в расчетах экономического эффекта отдельной строкой рассчитывается обусловленное внедрением проекта изменение себестоимости (без учета условно-переменных затрат на добычу нефти, коммерческих расходов и налога на добычу полезных ископаемых) по шагам расчетного периода.

Оценка экономической эффективности проекта или его этапов, предполагающих дополнительные затраты на внедрение, приведена в Приложении 3. Оценка эффективности произведена за расчетный период, равный сроку службы оборудования (табл. П.3.2), вторым этапом (табл. П.3.3-3.5) с

использованием метода аннуитетов рассчитана квартальная эффективность мероприятия, при этом приведено разделение экономического эффекта по видам:

- от дополнительной добычи нефти;

- от экономии ресурсов.

Экономический эффект от внедрения мероприятий, приводящих к увеличению добычи нефти, рассчитывается по следующей формуле:

Э = (Ц - Зком - Знер - Сндпи ) • Ян - Звн - Н , (14)

где Э - экономический эффект от внедрения мероприятия, руб.;

Ц - средневзвешенная цена реализации нефти по всем рынкам сбыта за отчетный период без НДС и экспортной пошлины, руб./т;

ЗКом - удельные коммерческие затраты (расходы по доставке нефти), руб./т;

Знпер - удельные условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т;

Сндпи - ставка налога на добычу полезных ископаемых, руб./т;

Ян - дополнительная добыча нефти, полученная за счет внедрения мероприятия, т;

Звн - затраты на внедрение мероприятия без НДС, руб.;

Н - прочие налоги и платежи (налог на прибыль, налог на имущество), руб.

Расчет условно-переменных затрат на добычу 1 т нефти (Знпер) производится делением суммы условно-переменных затрат за отчетный период на объем товарной нефти.

В случае, если дополнительная добыча нефти обусловлена приростом среднесуточного дебита скважины, объем дополнительной добычи нефти за период определяется по формуле:

Ян =(?.- - Я"н )• Т, (15)

где ^\ - среднесуточный дебит нефти скважины после внедрения мероприятия, т/сут.;

- среднесуточный дебит нефти скважины до внедрения мероприятия,

т/сут.;

Т - продолжительность эксплуатации скважины в отчетном периоде, сут.

86

Экономический эффект от внедрения мероприятий, приводящих наряду с повышением добычи нефти к изменению обводненности продукции скважин, рассчитывается по формуле:

3 = (Ц - ЗКОм - Сндпи) • (он - Оон)-ЗУ- • (ОТ - ОТ) -

- зупнер • (Он - Оон) - Звн - Н, (16)

где ОТ 1 - добыча жидкости после внедрения мероприятия за отчетный период, т; ^о - добыча жидкости до внедрения мероприятия за отчетный период, т; ЗУжпер - удельные условно-переменные затраты на отбор жидкости, руб./т. ЗУнпер - удельные условно-переменные затраты на добычу нефти, руб./т.

Для расчета показателей ЗУжпер и ЗУпер производится разделение условно-переменных затрат на затраты, зависящие от отбора жидкости, и затраты, зависящие от добычи нефти. В общем случае, условно-переменная часть затрат по статьям калькуляции «Расходы на энергию по извлечению нефти», «Расходы по искусственному воздействию на пласт» и «Расходы по сбору и транспортировке нефти» относится на жидкость - сумма условно-переменных расходов по данным статьям делится на объем отбора жидкости за отчетный период. Условно-переменная часть расходов по статье «Расходы по технологической подготовке нефти (обезвоживание)» относится на нефть - делится на объем товарной нефти.

При оценке экономической эффективности геолого-технических мероприятий, осуществление которых приводит к изменениям отбора нефти и (или) воды, выбор базы сравнения должен учитывать горно-геологические особенности конкретного участка недр, а также физико-химические свойства добываемых углеводородов.

При оценке эффективности инновационных проектов ставка налога на добычу полезных ископаемых рассчитывается с учетом коэффициента, характеризующего степень выработанности запасов конкретного участка недр.

При определении эффекта от применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов необходимо проводить анализ с целью отделения эффекта реализации инновационных проектов от результатов текущей технологической

работы (замена изношенного глубинно-насосного оборудования на новое, увеличение параметров работы станка-качалки, типоразмера глубинного насоса и т.д.). В данном случае эффектом от выполнения проекта будет являться та часть дополнительно добытой нефти, которая обусловлена увеличением коэффициента продуктивности, охвата пласта вытеснением и (или) уменьшением обводнённости продукции скважин в зоне внедрения проекта.

При внедрении на одном объекте (участке) двух и более инновационных проектов необходимо проводить разделение полученного эффекта. При проведении работ с применением МУН и интенсификации добычи нефти разделение эффекта производится в соответствии с методикой определения дополнительной добычи нефти, а базу сравнения для второго проекта определяют по истечению не менее трёх месяцев стабильной работы участка. В случае параллельного внедрения второго инновационного проекта одновременно с первым при разделении эффекта используются нормативные величины эффективности МУН.

Расчет экономической эффективности мероприятия в области повышения нефтеотдачи пластов представлен в Приложении 4.

Экономический эффект от внедрения инноваций в области капитального и текущего ремонтов скважин формируется за счет:

а) сокращения продолжительности ремонтов;

б) сокращения прямых затрат на проведение работ (затрат на основные и вспомогательные материалы, спецтехнику и т.д.);

в) повышения коэффициента успешности ремонтов;

г) уменьшения частоты проведения ремонтов - увеличения межремонтного периода работы скважин;

д) получения дополнительной добычи нефти в результате увеличения прироста среднесуточного дебита;

е) сокращения отбора воды (снижения обводненности).

По ремонтам, сопровождающимся изменением успешности проведения работ, экономический эффект оценивается по формуле:

к Усп

3 = З1 • ^ - З2 , (17)

где Э - экономический эффект от использования новой технологии, руб.;

З1, З 2 - сумма затрат на проведение работ соответственно по базовой и новой технологиям по всем скважинам-объектам внедрения, включая «неуспешные» скважины, руб.;

кусп - коэффициент успешности базовой технологии; к2сп - коэффициент успешности новой технологии.

Коэффициент успешности по базовому варианту определяется по результатам анализа применения технологии и представляет собой среднюю успешность базовой технологии.

Коэффициент успешности по новому варианту рассчитывается по факту применения технологии в каждом отдельном нефтегазодобывающем управлении (НГДУ), внедряющем новую технологию, по формуле:

п

кусп =, (18)

2 N у J

где пусп - количество успешных внедрений технологии в НГДУ в отчетном периоде, скв;

N - общее количество ремонтов скважин в НГДУ, выполненных с применением новой технологии в отчетном периоде, скв.

Оценка эффективности инноваций, направленных на увеличение срока службы оборудования или межремонтного периода (МРП) его работы, производится в рамках подходов, принятых для оценки эффективности мероприятий с различным жизненным циклом. Специфика данной группы состоит в том, что получение эффекта имеет отсроченный во времени характер. Экономический эффект от увеличения МРП или срока службы оборудования начинает формироваться только после достижения базового МРП (срока службы).

При установлении прогнозного срока службы оборудования обязательным условием является проведение исследований (ускоренных испытаний и т.д.), в том числе и в рамках НИОКР, по определению его долговечности. При условии, что данные исследования подтвердят большую надёжность (увеличение коррозионной стойкости, износостойкости и т.д.) по сравнению с применяемым оборудованием, устанавливается прогнозный срок службы, на основании которого производятся расчёты.

По краткосрочным мероприятиям данный эффект рассчитывается по формуле:

Т - Т

Эт = -Т-0- • С - Звн - Н, (19)

Т 0

где Т1, Т0 - новый (фактически достигнутый) и базовый межремонтные периоды работы (сроки службы) оборудования, соответственно;

С - затраты на 1 ремонт или стоимость оборудования, руб.;

Звн - затраты на внедрение мероприятия без НДС, руб.;

Н - налоги и платежи, руб.

В Приложении 5 показан пример, иллюстрирующий некоторые возникающие на практике особенности оценки эффекта по краткосрочному мероприятию, направленному на увеличение срока эксплуатации оборудования.

По долгосрочным инновационным проектам данной группы в расчётах

экономического эффекта используются прогнозные показатели, предполагающие

оценку «затратности» базового и нового вариантов. При этом «затратность»

обусловливается как капитальными, так и текущими затратами, причем текущие

90

затраты по своей сумме могут быть значительными, а по характеру -единовременными (например, капремонт оборудования). Учет единовременности затрат производится заменой единовременных затрат эквивалентным ежеквартальным аннуитетом, рассчитанным за жизненный цикл данных затрат -срок проявления эффекта или срок эксплуатации оборудования. Текущие затраты, имеющие не единовременный характер, рассчитываются по факту за отчетный период. Таким образом рассчитывается среднеквартальная эффективность проекта как разность затрат по базовому и новому вариантам. При условии достижения по факту заявленных прогнозных показателей проект обеспечит ежеквартальное получение такого эффекта на протяжении всего срока использования оборудования. Аналогичный подход к определению эффекта за отчетный период применяется и в случае, когда жизненный цикл по базовому и новому вариантам не изменяется, но в результате внедрения проекта происходит разовое изменение суммы единовременных затрат. В Приложении 6 приведена оценка экономического эффекта долгосрочного инновационного проекта, направленного на увеличение срока службы оборудования.

Предложенные методические рекомендации позволяют оценивать прогнозную экономическую эффективность инноваций, а также вести мониторинг фактической эффективности реализованных инновационных решений, в том числе для целей стимулирования инновационной деятельности. Успешная апробация данной методики, закреплённой в качестве корпоративного руководящего документа, всеми структурными подразделениями ОАО «Татнефть» в течение 5 лет (с 2009 г. по настоящее время) позволяет утверждать об обоснованности и корректности предложенных автором подходов.

2.3. Методика оценки экономического эффекта от реализации инфраструктурных инновационных проектов

Исследованию процессов воздействия различных факторов на

результативность и экономическую эффективность инновационных проектов

91

посвящено достаточно большое количество трудов отечественных и зарубежных экономистов. Так, большинство экономистов, среди которых А.Ф. Андреев, C.B. Бабак, Ю.М. Бердыев, М.М. Виницкий, В.И. Грайфер, В.А. Галустянц, В.Ф. Дунаев, Н.А. Зубарев и другие, теоретически подразделяют эти факторы на две группы:

- факторы, составляющие условия ведения хозяйственной деятельности;

- факторы, являющиеся причинами, ведущими к изменению этих условий

[28].

Вместе с тем, эти факторы имеют выраженную специфику в нефтедобывающей отрасли, исследование которой недостаточно полно отражено в экономической литературе. Более того, это деление в нефтедобывающей отрасли настолько условно, что одни и те же факторы могут выступать одновременно условиями и причинами, приведшими в конечном итоге к их изменению. Так, например, действующая система налогообложения является и условием, в рамках которых нефтедобывающие компании ведут хозяйственную деятельность и, в то же время, причиной, которая формирует эти условия и фактически регулирует и инвестиционную политику, и величину получаемой прибыли.

Потому трудно согласиться с мнением ряда авторов, подразделяющих факторы на указанные две группы, так как это разграничение в нефтедобывающей отрасли весьма условно и не позволяет раскрыть их влияние на эффективность инновационных проектов.

В связи с чем, для уточнения предмета исследования этого параграфа

диссертационного исследования вычленим основные инфраструктурные факторы,

влияющие на величину экономического эффекта от инновационного проекта, и

обоснуем необходимость выделения наиболее значимых из них для

нефтедобывающей отрасли. Как показали исследования, именно

инфраструктурные факторы, включающие затраты на капитальный и текущий

ремонт нефтедобывающего оборудования, оказывают наиболее сильное

воздействие на продолжительность жизненного цикла инновационного проекта,

92

заключающегося в разработке способов и методов сохранения и продления сроков службы этого оборудования [67].

Роль и значение инфраструктурных инновационных проектов все более возрастает по мере старения фонда скважин и истощения запасов нефти, а роль капитального ремонта скважин (КРС) в выполнении производственной программы по добыче нефти становится все более значимой. Потребности нефтегазодобывающих предприятий в ремонте скважин ежегодно растут. Так, на ближайшие 5 лет в ОАО «Татнефть» прогнозируется рост потребности в годовых объемах ремонтов скважин на 18,6%. При этом наблюдается тенденция роста объема сложных, продолжительных ремонтов, таких как герметизация эксплуатационных колонн и ликвидация внутрискважинных осложнений. В последние годы происходит стабильное увеличение количества скважин в ожидании ремонта: за 5 лет в ОАО «Татнефть» среднесуточное количество скважин в ожидании КРС увеличилось на 27%. Пребывание скважины в ожидании КРС ведет к убыткам, связанным с простоем оборудования (скважины, нефтепроводы, водоводы), и возможному ухудшению технического состояния самой скважины. В связи с ростом цен на материалы, энергоносители неуклонно растет стоимость ремонта, поэтому длительное пребывание скважин, особенно малодебитных, в ожидании ремонта может поставить под вопрос саму возможность включения этих скважин в инвестиционный портфель компании.

В ближайшей перспективе - ремонт горизонтальных, боковых

горизонтальных, многозабойных скважин, скважин, пробуренных на депрессии,

ремонт битумных скважин и т.д. Кроме того, ремонтные бригады ОАО

«Татнефть» осваивают новые нефтяные месторождения за пределами Республики

Татарстан с более высокими требованиями к технической оснащенности

ремонтных бригад. Это связано с увеличением глубин скважин, ремонт которых

повышает требования к грузоподъемности и надежности агрегатов, прочности и

надежности оборудования и инструментов, температурной стойкости

применяемых материалов. При этом техническое оснащение ремонтных служб

нефтедобывающих компаний в силу исторически сложившихся обстоятельств,

93

связанных с остаточным принципом финансирования в течение многих лет, остаётся на довольно низком уровне.

На основе анализа инвестиционно-инновационных проектов, а также использования внутрикорпоративной нормативно-справочной документации автором проведена экономическая оценка объёмов и эффективности инвестиций, необходимых для реализации наиболее важных инвестиционно-инновационных проектов в сфере производственной инфраструктуры.

Оценка показала, что объем инвестиций на перевооружение и дооснащение ремонтных служб ОАО «Татнефть» может составить до 2 млрд. руб. Реализация разработанных инновационных проектов позволит на качественно новом уровне проводить текущие и капитальные ремонты скважин, за счет применения более современного оборудования снизить затраты на ремонты, а также время нахождения скважин в ремонте.

Необходимость разработки особых методических подходов к оценке подобных инфраструктурных проектов обусловлена тем, что, кроме прямых эффектов в виде сокращения материальных, транспортных затрат, услуг производственного характера сторонних подрядчиков и т.д., важнейшим эффектом инновационных решений в области ремонта скважин является сокращение продолжительности ремонтов, а соответственно времени нахождения скважин в ремонте и ожидании ремонта. В результате более быстрого ввода скважин в эксплуатацию обеспечивается дополнительная добыча нефти. То есть, наряду с прямыми эффектами, оценка которых достаточно стандартна и особых сложностей, как правило, не вызывает, возникает необходимость учёта в расчётах сопутствующих (сопряженных) эффектов - только в этом случае оценка данных инновационных проектов будет полной, объективной, позволяющей ориентировать менеджмент компании в принятии управленческих решений.

Основные положения авторского методического подхода к оценке эффективности подобных инфраструктурных инновационных проектов заключаются в следующем.

Непосредственным (прямым) эффектом от реализации проектов является экономия эксплуатационных расходов на ремонт скважин. Применительно к условиям ОАО «Татнефть» задача была несколько расширена: учитывая прогнозируемый рост потребности ОАО «Татнефть» в капитальных ремонтах, предложено получаемую в ходе реализации проектов экономию расходов на капитальный ремонт скважин направить на проведение дополнительных капитальных ремонтов в пределах существующих лимитов. В этом случае, методически, экономия на капитальных ремонтах при оценке проекта не включается в денежный поток проекта, но при этом следует оценить и учесть в расчётах эффект от дополнительной добычи нефти, получаемой в связи с вводом в эксплуатацию дополнительно отремонтированных скважин.

Дополнительная добыча нефти от применения инновационных технологий КРС ( ) складывается из дополнительной добычи нефти по планово

ремонтируемым скважинам ( д™ ) и добычи нефти по дополнительно

отремонтированным скважинам (Одноп):

оГ = оп+одоп. (20)

Логика определения дополнительной добычи нефти по планово ремонтируемым скважинам следующая: более быстрое проведение работ на одной скважине позволяет быстрее начать капитальный ремонт на следующей, и, соответственно, обеспечивает ускоренный ввод в эксплуатацию всех, в том числе последующих, ремонтируемых данной бригадой скважин (схематично изображено на рис. 13).

Рис. 13. Ускорение ввода отремонтированных скважин в эксплуатацию

Формула, вытекающая из этого утверждения: Г

пл _

скв ^

Эб4 г

24

(п 2 + п ) - Э

V г_1 У

2

скв бч

96

- 0,5 - (+А^н ) - а - N _ (Чн +А^н ) - а - N,

(21)

где N - количество бригад, оснащенных в рамках данного проекта новым оборудованием (дооснащенные бригады);

Чн - среднесуточный дебит нефти на скважину, Чн = 4,2 т;

АЧн - прирост среднесуточного дебита скважин после КРС, АЧн = 2 т; а - доля ремонтов нефтяных скважин в общем объеме КРС, а = 49,1%; п - количество плановых скважин, ремонтируемых дооснащенной бригадой (без учета дополнительных КРС);

г^\СКв

Эб4 - экономия бригадо-часов на 1 скважину, планово ремонтируемую с

применением нового оборудования.

В формуле (21) в скобках рассчитывается время дополнительной работы

скважин, исходя из экономии бригадо-часов на 1 скважину. Данная величина

96

умножается на среднесуточный дебит, определяемый при условии, что 50% ремонтируемых скважин простаивают в ожидании ремонта, 50% останавливаются непосредственно перед подходом бригады (соответственно, по ним берется только прирост дебита). Далее по сумме арифметической прогрессии выводится окончательный вид формулы.

Более быстрое и экономичное проведение плановых ремонтов позволяет в пределах тех же лимитов провести дополнительные КРС. Добыча нефти по дополнительно отремонтированным скважинам складывается из добычи нефти по дополнительно отремонтированным скважинам текущего года (Qдноп _тек) и добычи нефти по работающим скважинам, дополнительно введенным в прошлом периоде

(ОТ _""):

Q доп _ Q доп _ тек + Qg доп _ пр (22)

Добыча нефти по дополнительно отремонтированным скважинам текущего года рассчитывается, исходя из скважино-суток работы этих скважин в текущем году по формуле:

N -&Чн ■ Л ■ Пд бр г}-(пд + 1)х

Одноп_тек _ N ■Адн ■ Л

у э;р - г' р

р_1 24

V У

24

Э

64 2

(23)

где пд - дополнительные КРС на одну дооснащенную бригаду;

Эббр - экономия бригадо-часов на одну дооснащенную бригаду; г' - продолжительность 1 капитального ремонта, проводимого с применением нового оборудования.

По дополнительно вводимым в эксплуатацию скважинам предлагаем учитывать только прирост дебита.

Дополнительные капитальные ремонты проводятся большей частью дооснащенными бригадами. Они выполняют дополнительные ремонты в пределах получаемой экономии эксплуатационных расходов на плановых капитальных ремонтах при условии не превышения сэкономленного фонда бригадо-часов:

Г^бр эбр

пд _ шт(Э-(24)

V г 97

где Эбр - экономия эксплуатационных расходов на бригаду КРС, руб.;

V - сумма условно-переменных расходов в себестоимости 1 КРС с учетом применения нового оборудования, руб.

Если остается неиспользованной часть полученной экономии средств, то есть ограничителем при расчете пд является экономия бригадо-часов, то на сумму неиспользованного остатка экономии проводятся дополнительные ремонты остальными бригадами п0ст:

Эбр - п • у'

п°дст = Э-^, (25)

V

где у - средние условно-переменные расходы в себестоимости 1 КРС (без учета применения нового оборудования), руб.

При допущении, что эти дополнительные ремонты (п°дст ) выполняются силами одной бригады КРС, дополнительная добыча нефти (Qдд0п _тек) определяется по формуле:

Q,

доп _ тек н

N •АЧн • < 24

( / , 14 Л

пд

- г '•(Пд +1)

бч 2

п^бр 1 Л"д

э,--

ост

г ост -I \

2~ ^ 1Пд - Ч

+ ^ •(Пд

(26)

V V у

где г - средняя продолжительность 1 капитального ремонта без учета применения нового оборудования.

А общее количество дополнительных капитальных ремонтов (дополнительно введенных скважин) представляет собой сумму пд и п0ст .

Добыча нефти по скважинам, дополнительно введенным в прошлом периоде, учитывается в течении 2-х лет с момента проведения КРС - в соответствии со средним межремонтным периодом нефтяных скважин. Годовая величина данной добычи нефти рассчитывается по формуле:

QHr _пр = 365 • N Адн • кэ • 1 • (Пд + п0ст), (27)

где кэ - коэффициент эксплуатации нефтяных скважин.

При оценке эффективности оборудования, приобретаемого для бригад текущего ремонта скважин, также учитывается дополнительная добыча нефти, но

в отличие от мероприятий в КРС она рассчитывается за счет ускоренного ввода в

98

эксплуатацию только непосредственно ремонтируемых скважин. Специфика текущих ремонтов не позволяет однозначно утверждать, что более быстрое проведение работ на одной скважине позволит быстрее начать текущий ремонт на следующей, и, соответственно, обеспечит ускоренный ввод в эксплуатацию всех последующих ремонтируемых данной бригадой скважин:

Эбр

QTHPС _ N ■ цн ■ Л<-4, (28)

Q с

где ^н - доп. добыча нефти от проведения ТРС с применением нового оборудования;

Л' - доля ремонтов нефтяных скважин в общем объеме ТРС, Л '= 81,1%.

С применением вышеизложенных подходов по конкретным мероприятиям инфраструктурного инновационного проекта выполнены технико-экономические обоснования эффективности инвестиций. Обоснование по каждому мероприятию проведено в 2 этапа: на первом этапе проведена оценка эффективности единицы приобретаемого оборудования, на втором - оценена эффективность программы внедрения данного оборудования, составленной с учетом выбытия по износу существующего оборудования и плановых объемов работ. В первом случае расчётный период соответствует сроку службы оборудования, при этом в КРС для полного отражения эффекта к расчетному периоду добавляются 2 года работы дополнительно отремонтированных скважин. Во втором случае расчётный период определяется, исходя из даты запланированного последнего по времени ввода приобретаемого нового оборудования в эксплуатацию, сроков его службы и времени работы дополнительно отремонтированных данным оборудованием скважин (для полноты учёта получаемого эффекта в виде дополнительной добычи нефти).

Как свидетельствуют данные расчетов экономического эффекта, наибольший удельный эффект от внедрения инновационного ремонтного оборудования обеспечивается импортным инструментом для сервисного обслуживания, промывочным насосом для проведения работ по межтрубному

пространству, разработанным комплектом оборудования для селективного доступа в стволы многозабойных скважин, а также блоком смешения химреагентов и тампонажных материалов (табл. 9).

Таблица 9 - Показатели эффекта от внедрения инновационного ремонтного

оборудования (на 1 комплект)

Наименование составляющих инновационного проекта Экономия бригадо-часов Экономия э ксплуатационных затрат, тыс. руб. Доп. добыча нефти, т/год

на 1 рем. в год на 1 рем. в год

Подвесной гидравлический ключ ГКШ-1500 при КРС 11,5 217,8 14,3 271,3 911,3

Подвесной гидравлический ключ для свинчивания штанг ГКШ-300 1,4 97,1 2,5 168,9 17,0

Подъёмный агрегат повышенной грузоподъёмности А-60х80М 52,6 1000,0 44,9 852,8 1854,6

Стационарный насосный блок ПТС-317 9,8 185,3 19,8 377,0 610,5

Подвесной гидравлический ключ ГКШ-1500 при ТРС 1,5 103,1 2,6 180,8 14,6

Импортный инструмент для сервисного центра 143,3 63902,6 307,9 137329,8 78169,0

Промывочный насос для проведения работ по межтрубному пространству 37,6 1128,0 43,5 1303,7 17752,2

Комплект оборудования для селективного доступа в стволы многозабойных скважин 60,4 604,0 92,8 927,8 10896,3

Устьевой герметизатор КГОМ-2 в комплекте с универс. колонной головкой 8,0 152,0 10,0 189,4 338,3

Блок смешения химреагентов и тампонажных материалов КУДР-14 24 1440,0 36,7 2200,3 5878,2

Превентор ППШР-2ФТ-152х21 в комплекте с универсальной колонной головкой 8,0 152,0 10,0 189,4 338,3

Источник: рассчитано автором

В Приложении 7 приведены технико-экономические показатели, подробно характеризующие эффективность составляющих разработанного инфраструктурного инновационного проекта.

На диаграмме (рис. 14) показаны рассчитанные с применением предложенных автором методических подходов показатели доходности дисконтированных инвестиций по отдельным мероприятиям проекта. Представленное ранжирование позволяет, в случае дефицита средств на реализацию всего проекта, направлять ресурсы на внедрение тех мероприятий, отдача по которым будет наибольшей на рубль инвестиций. Тем самым будет обеспечиваться максимизация эффекта (ЧДД) по проекту в целом.

ГКШ-1500 при ТРС ГКШ-300 ПТС-317 импортный инструмент подъёмный агрегат А-60х80М

КУДР-14 превентор герметизатор

комплект оборудования для колтюбинга ГКШ-1500 при КРС промывочный насос с обогревом

2.19 ] 2.70 Н 5.00 =1 5.02 Н 5.14

3.69 10.20

19.47

□ 41.99 т 43.36 =1 44.95

10 15 20 25 30 35 40 45

50

Рис. 14. Ранжирование мероприятий по индексу доходности дисконтированных

инвестиций (в д.ед.)

Сводный расчёт экономической эффективности разработанного проекта представлен в Приложении 8. Как можно видеть по представленной в Приложении 8 таблице, жизненный цикл инвестиционно-инновационного проекта составляет 23 года и определяется, исходя из следующих параметров:

- даты запланированного последнего ввода в эксплуатацию приобретаемого в рамках проекта оборудования, которая приходится на 6-ой год расчетного периода;

- установленных производителем паспортных сроков службы приобретаемого в этот год оборудования - 16 лет;

- средней продолжительности технологического эффекта от КРС, который составляет 2 года работы дополнительно отремонтированных скважин.

Суммарно по проекту количество дополнительных ремонтов составляет 2125 за период, наибольшая величина дополнительных КРС будет проведена во второй год реализации проекта - 219 шт. (рис. 15).

250

200

з 150 -

IX

о

95

^ 100

50

219

218

180

166

141

161

148

145

124

109

95

83

74

65

56

20

13

Оп

7 4 2 0 0

□ , ______,_,_

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

годы

0

Рис. 15. Дополнительное количество КРС в пределах существующих лимитов эксплуатационных затрат по годам расчётного периода

Дополнительная добыча нефти за период составит 2222,7 тыс. т, в том числе за счет сокращения продолжительности текущих ремонтов - 31,9 тыс. т, за счет сокращения продолжительности и проведения дополнительных капитальных ремонтов - 2190,8 тыс. т. Наибольшая дополнительная добыча будет получена на

четвертый год осуществления проекта - 204,5 тыс. т или 0,8% от годовой добычи ОАО «Татнефть» (рис. 16).

годы

□ Доп.добыча нефти от ускорения ПРС

□ Доп.добыча нефти от ускорения КРС

Рис. 16. Дополнительная добыча нефти по годам расчётного периода

Основные показатели эффективности инфраструктурного инвестиционно-инновационного проекта технического перевооружения ремонтных служб ОАО «Татнефть» представлены в табл. 10. Так, величина чистого дисконтированного дохода от реализации проекта превысит 1,8 млрд. рублей, при этом окупаемость необходимых инвестиций будет достигнута через 1,3 года с момента начала реализации инвестиционно-инновационного проекта. В целом по проекту за счет дополнительной добычи нефти будет формироваться 87,5% чистого дисконтированного дохода, за счет экономии на текущих ремонтах - 7,6%, за счет экономии на «зарезках» боковых стволов - 4,9%. Таким образом, полученные показатели подтверждают экономическую эффективность разработанного инфраструктурного инвестиционно-инновационного проекта технического перевооружения ремонтных служб ОАО «Татнефть» и свидетельствуют об

экономической целесообразности его реализации.

103

Таблица 10 - Показатели экономической эффективности инфраструктурного инвестиционно-инновационного проекта технического перевооружения ремонтных служб ОАО «Татнефть»

Наименование показателя Ед. изм. Значение

Чистый дисконтированный доход млн. руб. 1 866,1

Индекс доходности дисконтированных затрат д.ед. 1,76

Индекс доходности дисконтированных инвестиций д.ед. 8,78

Дисконтированный срок окупаемости лет 1,3

Источник: рассчитано автором

Глава 3. Оценка экономического эффекта от реализации инновационных проектов в нефтедобыче с использованием методов экономико-математического моделирования (на примере ОАО «Татнефть»)

3.1. Экономико-математическая модель оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов по уровню эксплуатационных затрат в нефтедобывающих компаниях

Разработанная в предыдущих разделах диссертации методика оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов предусматривает оценку проектов на основе сопоставления изменений (прироста) затрат и результатов, полученных при реализации проектов. В процессе расчетов инвестиционно-инновационных проектов в добыче нефти обобщенная оценка изменений эксплуатационных затрат становится критериальным фактором эффективности этих проектов. Оценка эксплуатационных затрат в пределах структурных подразделений или компании в целом выполняется преимущественно по условно-переменным затратам на добычу 1 тонны нефти или жидкости. Условно-переменные затраты, как правило, требуют прямых детальных расчетов для которых необходима дополнительная информационная базы. Поэтому построение экономико-математических моделей позволяет разложить затраты по своего рода «центрам генерирования затрат», что существенно облегчает построение расчетов экономической эффективности.

В процессе экономико-математического моделирования эксплуатационных затрат в нефтедобыче особую значимость приобретают ключевые факторы, влияющие на их уровень, а также результаты их взаимного влияния друг на друга. В этих условиях главной задачей становится формирование экономико-математической модели, позволяющей оперативно и достаточно точно определять уровень эксплуатационных затрат по реализуемому инвестиционно-инновационных проекту как в целом по компании, так и разрезе ее структурных

подразделений с учетом их технико-технологических, геологических и организационно-управленческих особенностей.

Так, например, в составе ОАО «Татнефть» функционирует 9 НГДУ, разрабатывающих 53 месторождения нефти на территории Республики Татарстан. Эти подразделения компании отличаются друг от друга условиями эксплуатации месторождений, составом и уровнем износа технологических объектов, химическим составом извлекаемой нефти, степенью разбросанности объектов разработки, размерами и числом вспомогательных производств, уровнем развития производственной инфраструктуры. Это создаёт определенные трудности в разработке единых для всех НГДУ нормативов, по которым быстро и достаточно объективно можно было бы определить уровень эксплуатационных затрат при реализации того или иного инвестиционно-инновационного проекта в конкретном структурном подразделении. В результате чего приходится разрабатывать детальные методики расчета затрат по отдельным статьям, которые позволяют учесть основные особенности каждого НГДУ. Методики предполагают практически индивидуальный подход к расчету эксплуатационных затрат для каждого подразделения - это достаточно трудоемкий и длительный процесс. Кроме того, для многих комплексных статей, таких как транспортные и общехозяйственные расходы, капитальный ремонт основных фондов, при разработке подобных методик приходится сталкиваться с невозможностью объективного учета всех факторов, влияющих на их уровень, из-за отсутствия необходимых показателей (элементов) учета или высокой трудоемкости их получения.

С другой стороны, высокая степень организационной управляемости НГДУ позволяет рассматривать их как статистические единицы, составляющие определенную совокупность. Кроме того, применяемая в НГДУ система учета затрат, определяющая их как центр учета всех эксплуатационных затрат при реализации инвестиционно-инновационного проекта, позволяют использовать результаты статистического анализа в моделировании и прогнозировании с

достаточно высокой степенью достоверности.

106

Все это дает основания для использования при экономико-математическом моделировании метода корреляционно-регрессионного анализа данных, позволяющего рассчитать величину эксплуатационных затрат по каждому проекту с учетом наиболее существенных особенностей каждого конкретного НГДУ. Более того, этот метод позволяет не только определить специфические особенности каждого НГДУ, но и степень их влияния на совокупную сумму эксплуатационных затрат по всей компании.