Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ рисков финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов 12
1.1. Состояние, особенности и перспективы развития нефтегазовой отрасли России и их влияние на экономику региона 12
1.2. Анализ существующих методов оценки рисков финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов 30
1.3. Анализ существующих методов управления рисками финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов 54
Выводы по главе 1 60
Глава 2. Методы построения и исследования динамической модели оценки проектных рисков 62
2.1. Выбор и обоснование метода построения динамической модели оценки проектных рисков 62
2.2. Метод построения динамической модели оценки проектных рисков 75
2.3. Метод адаптации динамической модели оценки проектных рисков 91
Выводы по главе 2 117
Глава 3. Методы построения и исследования динамической модели управления проектными рисками 119
3.1. Выбор и обоснование метода построения динамической модели управления проектными рисками 119
3.2. Метод построения динамической модели управления проектными рисками 131
3.3. Метод оптимального распределения инвестиций по месторождениям с учетом производственно-технологических рисков 139
Выводы по главе 3 150
Заключение
- Анализ существующих методов оценки рисков финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов
- Анализ существующих методов управления рисками финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов
- Метод адаптации динамической модели оценки проектных рисков
- Метод оптимального распределения инвестиций по месторождениям с учетом производственно-технологических рисков
Введение к работе
Актуальность темы исследования. В настоящее время разработка методических подходов к анализу эффективности инвестиционных проектов являются быстроразвивающимся разделом экономики Общепризнанным фактором считается необходимость анализа, идентификации и управления рисками инвестиционных проектов Наука об управлении рисками или риск-менеджмент получила широкое распространение в мировой практике и постепенно актуализируется в качестве самостоятельной науки в России
Приоритетная роль нефтегазовой отрасли в развитии экономики РФ в условиях сокращения мировых и отечественных запасов нефти и газа диктует необходимость повышения эффективности инвестиционных проектов освоения новых месторождений Проблемы разработки и обоснования таких проектов значительно осложняются существованием не только характерных для инвестиционной деятельности рисков, таких как инфляция, колебания курсов валют, изменение спроса, колебания цен, изменения политической ситуации, частые изменения в налоговом законодательстве и т п, но также и рисков, присущих инвестиционным проектам освоения нефтяных и газовых месторождений
К особенностям таких инвестиционных проектов освоения нефтяных и газовых месторождений можно отнести следующие
инвестиционные проекты разработки нефтяных и газовых месторождений имеют длительный срок освоения,
несколько этапов разработки (стадий жизненного цикла месторождения),
высокую капиталоемкость, высокие эксплуатационные затраты и длительный период окупаемости начального капитала,
внешняя и внутренняя цена на нефть подвержена значительным и частым колебаниям,
часто меняющиеся условия недропользования в РФ,
каждое месторождение является уникальным по сложности и составу геологического строения, по запасам, по методам и вариантам разработки, по структуре объектов обустройства, системам сбора и транспортировки нефти и газа,
при освоении проекта разработки нефтегазового месторождения недропользователь сталкивается еще с одним фактором риска - неточной первоначальной оценкой запасов, которые во время разработки месторождения постоянно уточняются, что приводит к необходимости корректировки фонда скважин и среднесуточного дебита нефти,
существенное отличие проектных и фактических данных ведет к отклонениям
ожидаемого результата от полученного при разработке месторождения, соответственно,
инвестиционным рискам
Все эти особенности, присущие нефтегазовой отрасли, являются факторами инвестиционного риска. В такой ситуации особое значение приобретает разработка подходов и методов управления инвестиционными проектами по освоению нефтегазовых месторождений, способствующих снижению рисков недропользователя Вместе с тем инструментарий, используемый при оценке и снижении рисков инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности, несовершенен и требует глубокой проработки Риски в большинстве случаев оцениваются приблизительно, в основном, методом экспертной оценки, а выбор способов их снижения осуществляется на интуитивной основе
В этой связи, объективная необходимость в комплексном анализе и оценке рисков, а также снижении вероятности их проявления по этапам жизненного цикла месторождения, представляется весьма актуальным направлением экономического исследования
Состояние и степень изученности проблемы. В научной литературе существует достаточно большое количество работ (как зарубежных, так и российских авторов), в которых рассматриваются различные аспекты управления инвестиционными проектами в условиях риска в разных отраслях и на разных уровнях Основные подходы к решению вопроса управления рисками рассматривались еще в начале 30-х годов XX века Так уже в 1921г в работе Байта Ф X содержался качественный анализ рисков В 60-е годы XX века У Шарп сформулировал основные понятия риска, его виды, способы его хеджирования Классификация экономических рисков была предметом изучения многих ученых от Дж М Кейнса до наших современников в лице АД Шеремета, PC Сайфулина и других Разработкой ряда проблем управления инвестиционными рисками в разное время занимались Дж Вильяме, М Нэш, М Бромвич, М Гордон, Л Сэвидж, Р Льюис, А Смит, П Фишер, В Хофман, В Хорн, М. Рубинштейн и др.
Значительное внимание инвестиционным рискам уделяли отечественные ученые Среди них можно выделить А П Альгина, В Д, Шапиро, А А Первозванского, А Конопляника, С Лебедева, Е М Четыркина, В В Ковалева, В Т Севрук, Я А Рекитара, Ю В Трифонова, ФФ Юрлова. В создание современного математического аппарата решения данной проблемы огромный вклад внес Л В Канторович, который сформулировал новый класс задач и предложил универсальный метод их решения
Отмечая высокую значимость трудов перечисленных авторов, следует обратить внимание на такие важные для исследования рисков моменты
Изложенные в работах методы качественной и количественной оценок проектных рисков в большинстве своем носят общий характер и в недостаточной степени учитывают специфику реализации нефтегазовых инвестиционных проектов
Существующие подходы к управлению рисками предполагают, что выбор того или иного мероприятия и оценка его эффективности базируются исключительно на интуиции лица, принимающего решение При этом методы принятия оптимальных решений, в основе которых лежит количественная оценка риска, практически отсутствуют
Целью исследований является разработка методов оценки и управления рисками, возникающими при реализации нефтегазовых инвестиционных проектов Задачи исследований:
обобщение и анализ существующих инвестиционных рисков как экономической категории, методов оценки и управления рисками при реализации проектов,
определение состава проектных рисков, возникающих при реализации нефтегазовых инвестиционных проектов,
разработка метода оценки проектных рисков, который учитывает особенности
финансирования и может применяться для нефтегазовых инвестиционных проектов с
различным жизненным циклом,
исследование динамики проявления проектных рисков и классификация нефтегазовых месторождений на разрабатываемые в условиях высоких, средних и низких проектных рисков, что является необходимым условием для принятия инвестором решений по их дальнейшему освоению,
выявление особенностей построения организационных и функциональных структур нефтяной компании и классификация проектных рисков с учетом этих особенностей,
разработка метода управления проектными рисками, который в зависимости от величины оценки риска предусматривает конкретное мероприятие по его снижению,
разработка метода экономической оценки проектного риска (определение цены риска), который позволяет количественно оценивать величину неполучения предусмотренных проектом доходов в случае проявления рисков,
разработка метода ежегодного планирования добывающим предприятием
максимально возможного объема добычи нефти при заданных ограничениях на объем
капитальных вложений и цену риска,
апробация разработанных методов при проектировании разработки месторождений
ОАО «Томскнефть» ВНК
Объектом исследований являются инвестиционные проекты на разработку нефтегазовых месторождений Томской области и других регионов России, а также результаты реализации этих проектов
Предметом исследований являются методы оценки и управления рисками, возникающими при реализации нефтегазовых инвестиционных проектов
Теоретическую основу диссертации составили труды отечественных и зарубежных ученых по инвестиционному анализу, особенностям финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов, методам качественного и количественного анализа рисков, применению этих методов для управления проектными рисками
Достоверность и обоснованность результатов диссертационной работы подтверждается применением общенаучных методов познания, инвестиционного и экономического анализа, результатами численных расчетов, постановкой и решением задачи математического программирования
На защиту выносятся следующие положения:
Метод построения и адаптации базовой динамической модели оценки проектных рисков с учетом особенностей финансирования нефтегазового инвестиционного проекта, длительности стадий жизненного цикла месторождения, наличия повторяющихся стадий
Метод построения динамической модели управления проектными рисками на основе интервальных оценок рисков для каждой стадии жизненного цикла месторождения и установления соответствующих этим оценкам мероприятий по снижению рисков
3 Метод ежегодного планирования добывающим предприятием максимально
возможного объема добычи нефти путем решения задачи целочисленного линейного
программирования при заданных ограничениях на объем капитальных вложений и цену
риска.
Научная новизна основных результатов исследования состоит в следующем
предложен новый подход к представлению жизненного цикла месторождения, в котором этап «добыча нефти» разбит на стадии стабильная и максимальная добыча, резкое падение добычи, стабилизация падения добычи, что позволяет полнее учитывать характер изменения валовой выручки, капитальных вложений, текущих затрат и дисконтированного дохода,
разработана новая динамическая модель оценки проектных рисков, которая позволяет рассчитьшать интегральные оценки рисков с учетом значимости для инвестора и характеризует динамику их проявления по годам и стадиям жизненного цикла месторождения,
предложен новый подход к классификации нефтегазовых месторождений на
разрабатываемые в условиях высоких, средних и низких проектных рисков, что упрощает
принятие решений при инвестициях,
разработана новая динамическая модель управления проектными рисками, которая учитывает особенности финансирования и для каждой стадии жизненного цикла месторождения (в зависимости от интервальной оценки риска) содержит мероприятие по его снижению,
разработан новый метод ежегодного планирования добывающим предприятием максимальной валовой выручки или максимального объема добычи нефти, в основе которого лежит решение задачи целочисленного линейного программирования при заданных ограничениях на объем капитальных вложений и цену риска.
Личный вклад автора заключается в разработке методов построения динамических моделей оценки и управления проектными рисками при распределении инвестиций в разработку нефтегазовых месторождений
Практическая значимость работы заключается в использовании ее результатов при реализации нефтегазовых инвестиционных проектов Динамические модели оценки и управления проектными рисками, построенные на основе проектно технологических документов, позволяют менеджменту нефтяной компании планировать возможность проявления рисков по годам и стадиям жизненного цикла месторождения и заранее предусматривать мероприятия по их снижению Кроме того, добывающее предприятие получает возможность значительно увеличить объем добычи нефти за счет оптимального распределения инвестиций по месторождениям с учетом производственно-технологических рисков (цены риска)
Для выявления степени влияния результатов исследований на повышение экономической эффективности разработки месторождений были построены динамические модели оценки проектных рисков для 5-ти месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК (Первомайского, Малореченского, Ломового, Нижневартовского и Советского) и решена задача оптимального распределения инвестиций с учетом цены рисков для 2000 года При этом было установлено, что оптимальное по сравнению с фактическим (без учета цены рисков) распределение инвестиций по месторождениям гарантирует получение доходов в большем объеме
Полученные результаты диссертационной работы использованы в работе проектно-технологических институтов ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» (г Томск), в Томском филиале ФГУП «СНИИГГиМС» и институте «Кибернетический центр» Томского политехнического университета.
Апробация работы. Основные положения, выводы и рекомендации, представленные в диссертации, докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры менеджмента Томского политехнического университета, на международной конференции «Стратегия развития минерально-сырьевого комплекса в XXI веке» (г Москва, 2004 г), на международной научно-методической конференции «Современный российский менеджмент состояние и проблемы развития» (г Пенза, 2005 г )
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 7 научных работ, в том числе 3 статьи в рецензируемых журналах
Структура и объем диссертации Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы из 126 наименований, содержит 182 страницы машинописного текста, 23 таблицы, 25 рисунков и 3 приложения
Анализ существующих методов оценки рисков финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов
Особое место занимают малые и средние независимые нефтяные компании, которые пока не играют в России существенной роли. Все вместе они обеспечивают добычу на уровне одной среднего размера вертикально интегрированной компании. Однако в мировой практике независимые компании играют очень существенную роль. Они создают конкурентное поле и обеспечивают эффективное использование наиболее сложных месторождений с маргинальными экономическими параметрами. В России, учитывая геологические особенности залегания нефти, и постепенное вовлечение в разработку все более сложных и мелких месторождений, эта роль могла бы быть ещё большей. Вместе с тем отсутствие у малых компаний политического ресурса ослабляет их способность конкурировать с крупными компаниями без соответствующей поддержки со стороны государства.
С ростом инвестиционной активности в нефтегазовой отрасли последних лет начал вновь появляться интерес к крупным новым проектам разработки нефтяных месторождений. Наиболее привлекательными оказались экспортно-ориентированные проекты, находящиеся вблизи от транспортной инфраструктуры и рынков сбыта, так как разработка крупного месторождения, строительство магистрального трубопровода стоит единицы, а иногда и десятки миллиардов долларов. [54, 55].
В российской нефтегазовой отрасли пока не сложилось унифицированного подхода к оценке инвестиционных проектов.
Наиболее ярким примером могут служить существенные различия в предложениях, подаваемых компаниями на приватизационных и лицензионных конкурсах. Так, оценка лицензии по валу Гамбурцева различными компаниями отличалась в разы. Ещё менее прозрачная ситуация складывается с инвестициями в текущую деятельность. Инвестиции не стабильны и существенно различаются от года к году и от компании к компании [9,10,15]. Из таблицы 1.6. видно, насколько различными оказываются капитальные вложения как в абсолютном выражении, что может объясняться размером компаний, так и в удельном выражении на тонну добытой нефти. Так, например, удельные капитальные вложения Лукойла и Сибнефти отличаются в 2 раза.
Российским нефтяным компаниям необходимо научиться корректно, идентифицировать и оценивать инвестиционные проекты для формирования оптимального инвестиционного портфеля.
Те компании, которые окажутся более успешными в инвестиционном процессе, получат преимущественный доступ к капиталу, и будут претендовать на лидерство в индустрии. Примером этого процесса могут служить слияния крупнейших нефтегазовых компаний мира, когда наиболее успешные менеджерские команды получали карт-бланш от финансового рынка на приобретение и интеграцию в свои структуры менее удачливых и эффективных конкурентов. Бритиш Петролеум с начала 90-х годов проделала путь от архаичной, неяркой национальной компании среднего размера до безусловного лидера обновления отрасли, последовательно поглотив таких мощных игроков, как Амоко и Арко. Эксон сумел поглотить Мобил, проектный, децентрализованный менеджмент Шеврона оказался эффективнее традиционного иерархического подхода Тексако. Можно прогнозировать, что лидерами консолидации российской нефтегазовой промышленности окажутся именно те компании, которые не только проявят производственную эффективность, но и сумеют обеспечить эффективное управление своими инвестиционными портфелями. В связи с этим разработка и внедрение адаптированной к современным российским условиям методики оценки инвестиционных проектов и оптимизации инвестиционного портфеля нефтегазовой компании представляется важной и своевременной [32, 53, 58]
Немаловажную роль в развитии многих регионов России играет нефтегазовый комплекса. Существенная доля местного бюджета этих регионов пополняется за счет налоговых поступлений от деятельности предприятий нефтегазового комплекса [1 - 5, 7, 33].
Степень влияния нефтегазовой отрасли на экономику региона представляется целесообразным рассмотреть на примере Томской области.
В девяностые годы развитие нефтяной и газовой промышленности Томской области в значительной мере было остановлено, добыча нефти и объемы геологоразведочных работ снизились. Инвестиции в новые проекты резко сократились [119 -124].
В 1999 г. наметились некоторые признаки оживления. В области был введен в эксплуатацию ряд крупных производственных и социальных объектов, имеющих важное значение для экономики области и жизнеобеспечения населения. Среди них: 18 нефтяных и 18 газовых эксплуатационных скважин, газопровод Мыльджино-Вертикос, первая очередь Мыльджинского газоконденсатного месторождения, электростанция в пос. Каргасок, нефтеперерабатывающий завод в г. Стрежевом, автомобильные дороги протяженностью 23,4 км. В рамках программы газификации области в 1999г. проложено 63 км газопроводов, 21 км стальных газовых сетей, газифицировано более тысячи квартир. Топливная промышленность является одной из основных отраслей промышленного производства Томской области [123].
В 2002 году доля отраслей топливно-энергетического комплекса в общем объеме промышленного производства оценивалась на уровне 41,5% (в 2001 году- 26,8%). На территории Томской области за всю историю поиска природных ресурсов открыто 82 нефтяных, 13 нефтегазоконденсатных и 6 газоконденсатных месторождений (всего 101), из них 84 передано недропользователям, остальные пока хозяев не обрели. Вводятся в строй новые месторождения. Одно из них - Верхне-Салатское - было открыто в июле 2003 года. По оценкам специалистов, его запасы составляют 10 млн тонн нефти и 10 млрд куб. м газа. Мощность предприятия - 500 тыс. тонн в год. Запасов сырья должно хватить на 25 лет. 250 жителей Каргасокского района нашли здесь работу [119].
Анализ существующих методов управления рисками финансирования нефтегазовых инвестиционных проектов
Громоздкие вычисления среднеквадратичного отклонения значений результирующих показателей; высокий субъективизм, так как прогнозное заключение о характеристиках текущих доходов и расходов проектов основывается на квалификации, интуиции и опыте эксперта [109]. Применимость метода для целей данного исследования: Данный метод редко применяется для оценки рисков реальных инвестиционных проектов в нефтегазодобывающей отрасли. Метод корректировки нормы дисконта Особенности метода:
Осуществляет приведение будущих потоков платежей к настоящему моменту времени (т.е. обыкновенное дисконтирование по более высокой норме). Основная идея метода заключается в корректировке некоторой базовой нормы дисконта, которая считается безрисковой или минимально приемлемой. Корректировка осуществляется путем прибавления величины требуемой премии за риск, после чего производится расчет критериев эффективности инвестиционного проекта - NPV, IRR, PI по вновь полученной таким образом норме. Решение принимается согласно правилу выбранного критерия.
В общем случае, чем больше риск, ассоциируемый с проектом, тем выше должна быть величина премии, которая может определяться по внутрифирменным процедурам, экспертным путем или по формальным методикам. Преимущества:
Простота расчетов, которые могут быть выполнены с использованием обыкновенного калькулятора, а также в понятности и доступности. Недостатки: Метод корректировки нормы дисконта осуществляет приведение будущих потоков платежей к настоящему моменту времени (т.е. обыкновенное дисконтирование по более высокой норме), но не дает никакой информации о степени риска (возможных отклонениях результатов). При этом полученные результаты существенно зависят только от величины надбавки за риск.
Он также предполагает увеличение риска во времени с постоянным коэффициентом, что вряд ли может считаться корректным, так как для многих проектов характерно наличие рисков в начальные периоды с постепенным снижением их к концу реализации. Таким образом, прибыльные проекты, не предполагающие со временем существенного увеличения риска, могут быть оценены неверно и отклонены.
Данный метод не несет никакой информации о вероятностных распределениях будущих потоков платежей и не позволяет получить их оценку. Обратная сторона простоты метода состоит в существенных ограничениях возможностей моделирования различных вариантов, которое сводится к анализу зависимости критериев NPV (IRR, PI и др.) от изменения только одного показателя — нормы дисконта. Применимость метода для целей данного исследования: Простота расчетов способствует широкому применению метода на практике, однако отмеченные недостатки делают его малоэффективным применительно к нефтегазовым проектам. Метод достоверных эквивалентов Особенности метода:
В отличие от предыдущего метода в данном методе осуществляется корректировка не нормы дисконта, а ожидаемых значений потока платежей путем введения специальных понижающих коэффициентов для каждого периода реализации проекта. В результате корректировки осуществляется приведение прогнозного денежного потока к величинам, получение которых достоверно. Преимущества: При данной методике не происходит накопление пессимистической оценки денежного потока. Недостатки: Сложность расчета коэффициентов достоверности, адекватных риску на каждом этапе проекта; Определение корректировочных коэффициентов достоверности требует наличия опытного эксперта [109]. Невозможность провести анализ вероятностных распределений ключевых параметров [55]. Применимость метода для целей данного исследования: Данный метод не находит широкого применения в инвестиционных проектах нефтегазодобывающей отрасли, применяется в редких случаях. Анализ чувствительности Особенности метода: Анализ чувствительности показателей сводится к исследованию зависимости некоторого результирующего показателя от вариации значений показателей, участвующих в его определении.
Обычная процедура анализа чувствительности предполагает изменение одного исходного показателя, в то время как значения остальных считаются постоянными величинами. На основе этого пересчитывается новая величина используемого критерия (например, NPV или IRR). Таким же образом исчисляются показатели чувствительности по каждой из остальных переменных.
Метод адаптации динамической модели оценки проектных рисков
С уточнением геологического строения месторождения и выполнением проекта его разработки, содержащего технико-экономические показатели, необходимо перейти к рейтинговой и количественной оценкам проектных рисков, что позволит существенно повысить эффективность принимаемых решений.
Рейтинговую оценку проектных рисков на различных стадиях жизненного цикла месторождения предлагается выполнять с помощью динамической модели, которая строится для каждого месторождения с учетом длительности стадий и схемы финансирования инвестиционного проекта.
В качестве- основы для построения динамической модели оценки проектных рисков принята схема финансирования инвестиционного проекта «Сахалин-2», прошедшая международную экспертизу и рекомендуемая в качестве типовой [55].
Процесс построения динамической модели оценки проектных рисков начинается с анализа схемы финансирования инвестиционного проекта (глава 1, рис. 1.6) и разбиения ее на отдельные этапы. Эти этапы соответствуют стадиям жизненного цикла месторождения, перечень которых был рассмотрен ранее и включает в себя геологоразведочные работы (ГРР), бурение и обустройство, стабильная и максимальная добыча, резкое падение добычи, стабилизация падения добычи, обводнение и ликвидация (консервация) месторождения. При анализе учитываются только формы кривых «Валовая выручка», «Капитальные вложения», «Текущие затраты» и «Дисконтированный доход» и не акцентируется внимание на длительности стадий, что обеспечивает возможность применения разработанного метода для различных месторождений независимо от длительности сроков их освоения. Ниже приводится описание характера поведения этих кривых на различных стадиях жизненного цикла месторождения.
Стадия 1. Геологоразведочные работы (ГРР). Проводятся с целью подготовки месторождения к разработке с предварительной геолого-экономической оценкой запасов [6]. Состав и назначение основных этапов ГРР приведены в табл. 2.2.
Таблица 2.2 Состав и назначение основных этапов ГРР № п/п Наименование этапа Цели и задачи работ Виды и методы работ Категории, подгруппы запасов
1 Региональный Выявление перспективных на нефть и газ площадей, изучение их глубинного строения, подготовка к поисковому бурению Поисковые и детальные геолого-геофизические работы, структурное и параметрическое бурение D2, D, и С2
2 Поисковый Открытие месторождений нефти и газа и их предварительная геолого-экономическая оценка Поисковое бурение, геофизические исследования в скважинах С2иС,
3 Разведочный Подготовка месторождения к разработке с подсчетом запасов по промышленным категориям Разведочное бурение, промыслово-геофизические исследования в скважинах, опытно-пром ы шленная эксплуатация С, и В
При составлении перечня технико-экономических показателей значимости проектных рисков представляется целесообразным учитывать только 2-ой и 3-ий этапы в связи с тем, что при выполнении ГРР основные затраты связаны с поисковым и разведочным бурением.
Стадия 2. Бурение и обустройство. Если предварительная геолого-экономическая оценка свидетельствует о рентабельности разработки открытого месторождения, то реализуется проект пробной эксплуатации. С этого момента осуществляется быстрый рост капитальных вложений и появляются текущие затраты на эксплуатацию пробуренных скважин. Объем добываемой нефти и валовая выручка от ее продажи столь мала, что не покрывает всех затрат, связанных с реализацией проекта пробной эксплуатации.
Уточненные в процессе пробной эксплуатации геолого-геофизические характеристики месторождения являются основой для выполнения проектов разработки и обустройства месторождения в целом и их последующей реализации. Происходит резкий рост капитальных вложений, которые в некоторый момент достигают своего максимума. Одновременно растут объем добычи и текущие затраты. Строятся системы нефтесбора, подготовки нефти, поддержания пластового давления. С завершением строительства основных нефтепромысловых объектов объем капитальных вложений быстро сокращается до некоторого стабильного уровня. При этом темпы роста объема добычи и, следовательно, валовой выручки, значительно превышают интенсивность роста текущих затрат.
Стадия 3. Стабильная и максимальная добыча. Дальнейший рост уровня добычи, который достигает своего максимума, обеспечивается за счет повышение эффективности работы введенных в эксплуатацию технологических систем. При этом наблюдается рост текущих затрат до максимального значения. Уровень капитальных вложений остается стабильно невысоким, так как строительство основных технологических объектов к этому моменту завершилось. Чистый доход снижается незначительно, либо остается на прежнем уровне. Период максимальной добычи с постепенным падением уровня длится от 3-х до 7 лет в зависимости от геологического строения залежи и интенсивности ее разработки. В конце стадии происходит снижение текущих затрат за счет повышения эффективности управления технологическими процессами. Одновременно бурятся дополнительные скважины, что позволяет замедлить падение добычи, но приводит к росту капитальных вложений. При этом происходит значительное снижение чистого дисконтированного дохода. Стадия 4. Резкое падение добычи. Это явление наступает в связи с истощением извлекаемых запасов. Резко увеличивается процент воды в добываемой жидкости. Вследствие низкого дебита и высокой обводненности, отдельные скважины выводятся из действующего фонда, что приводит к сокращению текущих затрат. Капитальные вложения снижаются до минимального низкого уровня, который сохраняется до конца разработки месторождения. То же самое происходит с чистым дисконтированным доходом.
Стадия 5. Стабилизация падения добычи. С этой целью уплотняется сетка бурения, проводятся мероприятия по усилению нефтеотдачи скважин, такие как гидроразрыв пласта, оптимизация заводнения, форсированный отбор жидкости и т.д. Продолжается остановка низкодебитных и обводненных скважин. Текущие затраты снижаются, а капитальные затраты на ремонт скважин и оборудования остаются на прежнем уровне. Чистый дисконтированный доход сохраняется на минимальном низком уровне.
Стадия 6. Обводнение и консервация. Наступает период резкого обводнения действующего фонда скважин. К концу периода обводненность продукции большинства скважин составляет более 90%.Достигшие этого уровня скважины останавливаются, вследствие чего быстро снижаются текущие затраты. При этом затраты на капремонт остаются минимальными, а чистый дисконтированный доход стремится к 0.
Консервация месторождения заключается в постепенном выводе из действия низкодебитных и высокообводненных скважин. Решение об остановке каждой скважины принимается не только с учетом ее рентабельности, но и той роли, которую она играет в общей системе дренирования. При этом объем добычи и текущие затраты сокращаются до 0. Чистый дисконтированный доход может иметь отрицательное значение в связи с произведенными затратами на консервацию месторождения.
Метод оптимального распределения инвестиций по месторождениям с учетом производственно-технологических рисков
Таким образом, возникает необходимость в разработке метода построения динамической модели управления проектными рисками, которая для каждой стадии жизненного цикла месторождения в зависимости от интервальной оценки риска содержит мероприятия по их снижению.
Интервальная оценка проектного риска стадии (цвет стадии) жизненного цикла месторождения определяется по результатам анализа данных табл. 3.1 и 3.2. При этом следует руководствоваться следующими положениями:
1. Если в стадии присутствуют вероятности проявления рисков одинакового цвета, то всем видам проектного риска данной стадии устанавливается один цвет.
2. Если в стадии присутствуют вероятности проявления рисков разного цвета, то вначале выбирается цвет, которому соответствует максимальная интервальная оценка данной стадии и этот цвет устанавливается одному из видов проектного риска. Затем выбирается цвет с меньшей интервальной оценкой и устанавливается другому виду проектного риска и т.д.
3. Если в стадии доминирует некоторая интервальная оценка риска (число вероятностей одного цвета в несколько раз больше числа вероятностей другого цвета), то доминирующая интервальная оценка может быть установлена двум и более видам проектного риска стадии.
Учитывая отличия динамических моделей оценки рисков при реализации нефтегазовых инвестиционных проектов с участием иностранного капитала (проект «Сахалин-2», табл.3.1) и реализации за счет финансовых средств нефтяной компании (месторождение Томской области, табл. 3.2) предлагаемый метод построения динамической модели управления проектными рисками рассматривается применительно к этим двум случаям.
Построение динамической модели управления рисками при реализации нефтегазового инвестиционного проекта с участием иностранного капитала. Важной особенностью этой модели является наличие страновых рисков. Как отмечалось ранее, динамическая модель управления проектными рисками строится на основе табл.2.1. Первая группа. Экономико-правовые риски.
Страновые риски. Подразделяются на два вида: политические, которые определяются правовой средой государства и экономические, предполагающие невыполнение государством своих обязательств. Руководствуясь вышеприведенными положениями 1, 2, и 3 устанавливаются следующие интервальные оценки стадий страновых рисков и соответствующие им мероприятия:
Стадия 1. Геологоразведочные работы (ГРР). В табл. 3.1 вероятности проявления страновых рисков этой стадии имеют два цвета: красный и желтый. Таким образом, в соответствии с положением 2 политическим страновым рискам устанавливается красный цвет и мероприятие по снижению риска «Создание совместных предприятий (СП)», экономическим страновым рискам устанавливается желтый цвет и мероприятие по снижению риска «Принятие риска».
Стадия 2. Бурение и обустройство. В табл. 3.1 вероятности проявления страновых рисков этой стадии имеют красный цвет. Следовательно, в соответствии с положением 1 всем видам страновых рисков устанавливается красный цвет. При этом политическим страновым рискам устанавливается мероприятие по снижению риска «Получение государственных гарантий», экономическим страновым рискам устанавливается мероприятие «Проектные накопительные (эскроу) счета за границей».
Стадия 3. Стабильная и максимальная добыча. В табл. 3.1 вероятности проявления страновых рисков этой стадии имеют красный цвет. Следовательно, в соответствии с положением 1 всем видам страновых рисков устанавливается красный цвет. При этом политическим страновым рискам устанавливается мероприятие по снижению риска «Получение государственных гарантий», экономическим страновым рискам устанавливается мероприятие «Страхование экспортно-импортными агентствами».
Стадия 4. Резкое падение добычи. В табл. 3.1 вероятности проявления страновых рисков этой стадии имеют красный цвет. Следовательно, в соответствии с положением 1 всем видам страновых рисков устанавливается красный цвет. При этом политическим страновым рискам устанавливается мероприятие по снижению риска «Получение государственных гарантий», экономическим страновым рискам устанавливается мероприятие «Страхование экспортно-импортными агентствами».
Стадия 5, Стабилизация падения добычи. В табл. 3.1 вероятности проявления страновых рисков этой стадии имеют сиреневый цвет. Таким образом, в соответствии с положением 1 всем видам страновых рисков устанавливается сиреневый цвет. При этом политическим страновым рискам устанавливается мероприятие по снижению риска «Территориальная диверсификация», т.е. проведение геологоразведочных работ или покупка лицензий на освоение новых месторождений в данной стране, экономическим страновым рискам устанавливается мероприятие «Диверсификация проектов», предполагающая разработку новых инвестиционных проектов освоения нефтегазовых месторождений.
Стадия 6. Обводнение и консервация. В табл. 3.1 вероятности проявления страновых рисков этой стадии имеют три цвета: красный, зеленый и желтый. В соответствии с положением 2 экономическим страновым рискам устанавливается красный цвет и мероприятие «Страхование демонтажа оборудования», предполагающее резкое увеличение затрат на демонтаж оборудования по сравнению с запланированными в связи с претензиями государственных органов власти и. как следствие, политическим страновым рискам устанавливается зеленый цвет и мероприятие по снижению риска «Страновая диверсификация», т.е. осуществляется поиск другой страны для инвестирования в добычу нефти и газа.
