Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 
Главная arrow Инвестирование arrow ИНВЕСТИЦИОННЫЙ АНАЛИЗ
Посмотреть оригинал

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ И РЕАЛИЗАЦИИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ И ПРОГРАММ В РАЗЛИЧНЫХ ОТРАСЛЯХ ЭКОНОМИКИ

В результате изучения данной главы студент должен:

знать

  • • основные подходы к исследованию особенностей инвестиционных проектов и программ в разных отраслях экономики;
  • • объект, предмет, теоретические и практические задачи финансового менеджмента;
  • • основные категории и концепции финансового менеджмента;

уметь

  • • идентифицировать значимые проблемные зоны в разных отраслях экономики и находить пути решения возникших проблем;
  • • ставить цели и задачи текущего и стратегического инвестиционного менеджмента в разных отраслях экономики;
  • • формировать позиции ученого-исследователя в области инвестиционного менеджмента;

владеть

  • • навыками использования в научном обороте основных понятий инвестиционного анализа;
  • • методикой анализа инвестиционных проектов и программ;
  • • методами экспертизы инвестиционных проектов и программ в разных отраслях экономики.

Инвестиционные проекты в нефтегазовом комплексе

В международном нефтяном бизнесе 1950—1960-х гг. большинство нефтегазовых проектов в развивающихся странах финансировалось международными нефтяными компаниями через их филиалы. С 1970-х гг. правительства как государств-нефтеэкспортеров, так и госу- дарств-нефтеимпортеров с целью реализации принципов обеспечения экономической безопасности стали активно курировать само развитие нефтегазового комплекса.

В результате нефтегазовые проекты наряду с финансированием от международных нефтяных компаний стали получать дополнительное финансирование как из государственных бюджетов, так и за счет правительственных займов. Большая часть государственного финансирования осуществлялась путем финансирования деятельности укреплявшихся в это время национальных/государственных нефтяных компаний, а также путем прямых государственных инвестиций в акционерный капитал компаний. Растущие издержки в этих капиталоемких отраслях повысили спрос на финансирование, обусловливая в связи с этим расширение обычных традиционных форм и источников[1]. Развитие проектного финансирования оказалось весьма эффективным средством для увеличения суммы долга при реализации проектов при достижении нефтяными компаниями высоких значений коэффициентов собственных и заемных средств[2]. Основными преимуществами проектного финансирования являются локализация рисков проекта в проектной компании и минимизация страновых рисков в международных проектах.

Кроме того, увеличение сроков реализации многих проектов по добыче и разведке полезных ископаемых, а также повышение уровня рискованности международных инвестиций обусловило необходимость их снижения путем диверсификации между различными участниками. Схема финансирования проектов стала выстраиваться на основе их собственных активов и операционных денежных потоков, при отсутствии или ограниченных гарантиях со стороны инвесторов[3]. При этом акценты анализа экономической эффективности проекта сместились в сторону предсказуемости будущих денежных потоков самого проекта, а не оценок экономического состояния нефтяных компаний. Однако и с учетом этих изменений почти все из перечисленных источников финансовых ресурсов ко второй половине 1980-х — началу 1990-х гг. исчерпали свои возможности финансирования нефтяных проектов из-за падения цен на нефть в 1986 г. и установившейся впоследствии достаточно вялой ценовой конъюнктуры, которая резко снизила привлекательность инвестиций в нефтяные проекты и ухудшила финансовое положение международных нефтяных компаний. Возрастание внимания общества к экологическим проблемам привело к ужесточению природоохранных требований и вызвало рост затрат на их соблюдение. В условиях роста расходов нефтяные компании стали расширять круг своих партнеров по инвестиционным проектам, в том числе за счет привлечения местных компаний. Расширение числа участников проектов способствовало существенному увеличению числа действующих на рынках нефти и газа субъектов предпринимательской деятельности и привело к усложнению схем финансирования проектов с включением в них участников с более низкой кредитоспособностью.

С начала 1990-х гг. большинство как экспортеров, так и импортеров нефти стали ограничивать свое участие и бюджетные ассигнования в нефтегазовый сектор, переориентируясь на стимулирование частных инвестиций по финансированию проектов в нефтегазовом комплексе. В результате влияния всех этих факторов финансирование нефтегазовых проектов, включившее участие многих и разнообразных государственных и частных инвестиционных и финансовых институтов, существенно усложнилось. В настоящее время нефтяные компании пользуются всем спектром доступных финансовых инструментов для финансирования инвестиционных нефтегазовых проектов. Крупнейшие нефтяные компании ориентируются на финансирование нефтяных проектов, особенно не очень крупных, за счет собственных ресурсов, в том числе пользуясь при необходимости корпоративными заимствованиями. Однако множество более мелких нефтяных компаний, появившихся и укрепившихся на рынке за последние годы, не имеют столь высокой капитализации, профицитного бюджета, лимитов кредитования за счет собственных ресурсов и кредитных рейтингов, как крупнейшие нефтяные корпорации. В их случае проекты, которые они реализуют, могут иметь более высокий рейтинг, чем рейтинг компании, обеспечивая ей более низкую цену проектных заимствований по сравнению с заимствованиями корпоративными. Однако и крупнейшие нефтяные компании предпочитают проектные кредиты, когда имеют дело с очень крупными, так называемыми мегапроектами, или когда сталкиваются с серьезными страновыми рисками (например, когда риск потенциальных убытков в стране осуществления бизнеса оказывается у компании слишком высоким или превышает установленные на эту страну лимиты).

В середине 1990-х гг. соотношение источников частного акционерного и частного долгового финансирования добывающих нефтегазовых проектов составляло 20—40 % к 60—80 %[4]. Такая же ситуация характерна и для России, где большинство нефтяных компаний вынужденно (в силу действия многих объективных факторов, связанных с внешними условиями их деятельности) заимствует до 80 % стоимости инвестиционных проектов. По мнению В. А. Гребенниковой и А. И. Ломановской, лишь крупнейшие российские нефтегазовые компании-монополисты (ПАО «НК “Роснефть”», ПАО «Газпром») «способны реализовывать инвестиционные проекты, связанные с их развитием, за счет собственных средств»[5], но, пользуясь доступом к заемным средствам, активно пользуются ими. Как следует из годового отчета НК «Роснефть» за 2015 г., соотношение ее чистого долга к задействованному капиталу в 2014 г.

составляло 46,1 %, в 2015 г. — 36,6 %[6]. Соотношение собственного и заемного капитала (отношение заемного капитала к собственному) утверждено решением Совета директоров от 29 декабря 2009 г. № 1528 в качестве стратегического целевого показателя ОАО «Газпром» в размере, не превышающем 40 %[7].

Как указывается в прессе, компания «Роснефть» приняла активное участие в программе финансирования инвестиционных проектов из Фонда национального благосостояния через банки[8], а с запуском с 2015 г. программы проектного финансирования (Правительство РФ в рамках исполнения поручения Президента РФ от 14.05.2014 № Пр-1159 приняло распоряжение от 09.07.2014 № 1250-р, посвященное механизму проектного финансирования) активно проводила работу, связанную с получением финансовых средств и из данного источника тоже[9].

Показатель доли иностранных инвестиций в общем объеме инвестиций выступает одним из критериев экономической безопасности России, как и всех других стран мира, составляя, по оценкам ряда специалистов, 10 % в своем пороговом значении. Ориентация на заимствование иностранного капитала в российском нефтегазовом комплексе ведет к перераспределению значимых доходов от инвестиционных вложений в стратегическом отраслевом комплексе в пользу иностранных партнеров и соответственно реализации иных целей экономического развития, не соответствующих подъему экономики домохозяйств и российских регионов. Все это свидетельствует о необходимости улучшения структуры финансирования нефтегазового комплекса, особенно в условиях вывоза капитала из страны на основе более широкого распространения системы проектного финансирования наиболее значимых проектов с гарантированным участием государственных инвестиций.

Оценка эффективности инвестиционной деятельности в нефтегазовом комплексе опирается на исследование следующих вопросов:

  • — динамика объема добычи нефти и газа в сравнении со странами с высоким уровнем зрелости управления комплексом, ориентированными на применение ресурсосберегающих технологий, минимизацию рисков и высокий уровень производительности труда;
  • — рациональность потребления продуктов нефтегазового комплекса на внутреннем рынке;
  • — динамика, структура, география и объемы выручки от экспорта продуктов нефтегазового комплекса;
  • — глубина переработки нефтяного сырья и степень использования попутного нефтяного газа;
  • — эффективность и зрелость управления предприятиями и комплексом в целом, уровень противодействия коррупции в этой сфере;
  • — износ основных фондов, динамика ввода основных фондов и международный сравнительный анализ их технологической новизны, стоимости, энергоемкости и отдачи;
  • — международный сравнительный анализ производительности труда, наличие и соблюдение нормативов труда;
  • — сравнение по странам и стоимость соблюдения экологических нормативов, фактическая правоприменительная практика в этой сфере;
  • — уровень и причины аварийности, безопасность труда и др.

Реализуемые в нефтегазовом комплексе разных стран мира инвестиционные проекты и программы справедливо считаются одними из наиболее подготовленных по сравнению с другими отраслями экономики (наиболее высокими по уровню зрелости проектного анализа и управления) из-за существенной концентрации компетентных кадров именно в данной специализации инвестиционной деятельности, связанной с хорошей оплатой труда. Однако при всех качественных характеристиках успешность реализации даже данных проектов изначально не гарантируется.

Вопросы практики

Показатели практики реализации инвестиционных проектов в нефтегазовом комплексе

Многие инвестиционные проекты в нефтегазовом комплексе «очень рискованны и могут привести к значительному перерасходу средств, срыву сроков и закончиться откровенной неудачей. Вот некоторые наиболее известные примеры: проект компании Chevron по разработке газового месторождения Горгон в Австралии, перерасход средств по которому составил 41 %; разработка нефтяных месторождений Каспийского моря в Казахстане под управлением кооперативного оператора НКОК с перерасходом в размере 223 %; прерванный проект Shell по бурению арктического шельфа у берегов Аляски, на который было потрачено свыше 3,1 млрд долларов США»[10].

По расчетам О. А. Александровой и Г. 3. Низамовой, капитальные вложения мировых компании-лидеров (BP, Shell, ExxonMobil, Total, Chevron) составили в 2009 г. — 110, в 2010 г. — 107, в 2011 г. — 121, в 2012 г. — 138, в 2013 г. — 163 млрд долл. США; российских компаний-лидеров («Роснефть», «Газпром», «Лукойл», «Новатэк», «Сургутнефтегаз», «Татнефть») соответственно 25, 30,

42, 46 и 47 млрд долл. США[11]. При этом величины смет по инвестиционным проектам по ряду мировых и российских нефтегазовых компаний увеличились следующим образом: по проекту «Сахалин-2» (2003—2005) (два шельфовых месторождения нефти и газа в Охотском море, ПАО «Газпром» с долей участия 50 % + 1 акция) — с 11 млрд. долл. США по плановой смете расходов до 20 млрд долл. США по окончательной смете, по проекту «Бассейна Броуз» (2007—2012) (первому в мире плавучему комплексу по производству сжиженного природного газа (СПГ), компания «Shell») — с 10 до 45 млрд долл. США; по проекту «Кашаган», фаза I (2006—2012) (шельфовому нефтегазовому месторождению Казахстана, «Казмунайгаз» с долей участия 16,877 %) — с 15 до 50 млрд долл. США, по месторождению Горгон (2009—2012) (газовому месторождению, производство СПГ и газового конденсата, Chevron с долей участия 47,3 %) — с 37 до 52 млрд долл. США)[12].

В целях сопоставления уровня зрелости результатов подготовки и управления проектами Э. Мерроу определил успех их реализации как отсутствие проблем по пяти критериям: превышение фактической стоимости по сравнению с плановой более чем на 25 %, конкурентоспособность удельных затрат в сравнении с проектами-аналогами (превышение не более 27 %), опоздание с началом работ (не более чем на 22 % от всего срока их реализации); конкурентоспособность сроков реализации по сравнению с проектами-аналогами (превышение по данному критерию не более чем на 50 %), выполнение плана производства (отсутствие значительного падения производства во второй год после начала эксплуатации актива — более чем на 45 % по сравнению с плановыми показателями).

Применив указанные выше критерии, Э. Мерроу получил результат, согласно которому коэффициент успешности реализации 300 крупных проектов (стоимостью от 1 млрд долл. США), в том числе 203 именно в нефтегазовом комплексе в разных странах мира, в среднем составляет порядка 50 %, т. е. успешно реализуется каждый второй крупный проект в отличие от проектов, стоимостью от 300 до 600 млн долл., реализуемых значительно успешнее[13]. А по странам мира — с неэффективными экономиками — доля успешных проектов в общем числе реализованных крупных проектов будет еще меньше.

По результатам анализа данных по почти 200 государственным нефтегазовым проектам в Китае средняя стоимость их перерасхода в связи с ошибками недооценки затрат составляет 18 %[14].

Россия входит в десятку стран мира с крупнейшими запасами нефти и газа. Согласно данным ежегодного Отчета ВР за 2016 г., в 2015 г. она занимала 8-е место в мире по запасам нефти (после Венесуэлы, Саудовской Аравии, Канады, Ирана, Ирака, Кувейта и Объединенных Арабских Эмиратов, на 9-м месте — Ливия, на 1-м — Нигерия) и 2-е место по запасам газа после Ирана (за ней следуют — Катар, Туркмения, США, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Венесуэла, Нигерия и на 10-м месте — Алжир). При этом констатируется, что российские запасы нефти снижаются: если в 1995 г. запасы нефти в России составляли 113 млн баррелей, то в 2015 г. — 102 млн баррелей (14 млн т). Запасы газа в Российской Федерации составили 32,3 трлн кубометров (31 трлн кубометров — в 1995 г.)[15].

Географически большинство нефтяных и газовых месторождений сосредоточено в Сибири и на Дальнем Востоке, несколько десятков новых нефтяных и газовых месторождений открыто в недрах арктических морей, где их разработка осложняется сложными климатическими условиями. Около 80 % нефти и газа сейчас добывается на тех месторождениях, которые известны еще со времен СССР. По мнению российских экспертов, шельфовые месторождения нефти и газа Арктики и Дальнего Востока станут основными районами добычи углеводородных ресурсов. По мнению члена-корреспондента Российской академии наук В. Конторовича, они будут становиться мировыми центрами добычи нефти и газа между 2030 и 2050 гг.[16]

Свыше 90 % природного газа и 65 % нефти добывается в Западной Сибири. В европейской части Российской Федерации добывают немного более 30 % нефти. В иные газодобывающие территории входят: Урал (Оренбургское газоконденсатное месторождение — более 3 % добычи), Северный район (Вуктыльское месторождение). Есть ресурсы природного газа в Нижнем Поволжье (Астраханское газоконденсатное месторождение), на Северном Кавказе (Северо-Ставропольское, Кубано-Приазовское месторождения), на Дальнем Востоке (Усть- Вилюйское, Тунгор на о. Сахалин).

Также в стране имеется возможность увеличить добычу с уже разрабатываемых месторождений за счет внедрения новых технологий.

Примеры разработки проектов в нефтегазовом комплексе России Логическая последовательность стадий проектного цикла для проектов в газовой промышленности представлена на рис. 5.1 (а, б)[17].

Логическая последовательность стадий проектного цикла для проектов в газовой промышленности (а)

Рис. 5.1. Логическая последовательность стадий проектного цикла для проектов в газовой промышленности (а)

Логическая последовательность стадий проектного цикла для проектов в газовой промышленности (б)

Рис. 5.1. Логическая последовательность стадий проектного цикла для проектов в газовой промышленности (б)

Пример расчета показателей финансовой эффективности по проекту строительства экспортного газопровода Ковыктинское месторождение — морской порт КНР приведен в табл. 5.1. Расчетный объем добычи на Ковыктинском газоконденсатном месторождении при этом определяется в 32 млрд кубометров, которые намечается распределить следующим образом:

  • — 1,2 млрд кубометров — отбор целевых компонентов;
  • — 8,8 млрд кубометров — потребности Иркутской области;
  • — 0,5 млрд кубометров — экспорт в Монголию;
  • — 10,0 млрд кубометров — экспорт в Китай;
  • — 10,0 млрд кубометров — экспорт в Южную Корею.

Проведенными изыскательскими работами определено, что по кратчайшему — западному — варианту трассы общей протяженностью 3364 км экспортный газопровод пройдет:

  • 1027 км на территории России — от Ангарска и Ковыктинского газоконденсатного месторождения до монгольской границы, в том числе:
  • 569 км — на территории Иркутской области (из них — 120 км — по территории Усть-Ордынского Бурятского национального округа), 458 км — на территории Республики Бурятия
  • 1017 км по территории Монголии до китайской границы
  • 1320 км по территории Китая
  • 600 км от китайской границы до Южной Кореи (рис. 5.2)

Фрагмент выполненного анализа рисков по тому же проекту см. на рис. 5.3[18].

За 1990—2000-е гг. данный проект был трансформирован в проект строительства магистрального газопровода «Сила Сибири» общей стоимостью 800 млрд руб., которая позднее была пересмотрена и составила 1,1 трлн руб.[19] В мае 2014 г. «Газпром» и Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) подписали договор купли-продажи российского газа по «восточному» маршруту (газопроводу «Сила Сибири»). Договор заключен сроком на 30 лет и предполагает поставку в КНР до 38 млрд кубометров газа в год, начиная с 2019 г. по цене 350 долл. США за 1000 кубометров. В сентябре 2014 г. «Газпром» начал строительство первого участка газопровода «Сила Сибири» — от Чаяндинского месторождения в Якутии до Благовещенска (граница с Китаем) — протяженностью около 2200 км. На втором этапе будет построен участок от Ковыктинского месторождения в Иркутской области до Чаяндинского — около 800 км. На третьем этапе планируется расширение газотранспортных мощностей на участке от Чаяндинского месторождения до Благовещенска.

По оценке партнера аналитического агентства RusEnergy М. Крутихина, данный проект является заведомо нерентабельным до 2050 г.: газ будет поставляться в Китай ниже себестоимости, «а подрядчики известны тем, что

Прогноз денежных потоков проекта строительства экспортного газопровода Ковыктинское месторождение — морской порт КНР, млн долл. США

Годы экономической жизни проекта

Всего

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004—2027

2028

2029

Объем транспортировки по трубопроводу, млн куб. м

894 675

1393

4019

8260

8798

19 289

24 534

28 897

30 816

30 454

29 111

Тарифная выручка, (46,26 долл. США за 1000 куб. м)

30 210

47

136

279

297

651

828

976

1041

1028

983

Совокупные капитальные затраты

6630

518

324

2716

2667

305

100

В том числе участок на территории России

2715

518

324

797

749

228

100

участок на территории Монголии

1847

924

924

участок на территории Китая

2068

995

995

78

Совокупные эксплуатационные затраты

7441

5

11

34

51

176

254

256

256

256

256

В том числе участок на территории России

3617

5

11

34

51

116

120

121

121

121

121

участок на территории Монголии

1724

59

59

59

59

59

59

участок на территории Китая

2100

75

75

75

75

75

Поток денежных средств без учета финансовых издержек

16 139

-475

-200

-2471

-2422

170

474

720

785

772

727

NPV (при RD 12 %) =

($417)

Годы экономической жизни проекта

Всего

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004—2027

2028

2029

IRR =

10,7 8%

Долгосрочный кредит

4641

362

227

1901

2037

114

-150

-400

-500

Обслуживание кредита (7,4 %)

-2863

-27

-44

-184

-335

-343

-343

-332

-303

Поток денежных средств с учетом финансовых издержек

13 276

-140

-16

-754

-720

-59

-19

-13

-18

772

727

NPV (при RD 12 %) =

$25

IRR =

12,14 %

Поток денежных средств с накоплением

-140

-156

-910

-1630

-1689

-1708

-1721

-1739

12 549

13 276

Период окупаемости, лет

16,0

Период окупаемости затрат, лет

7,0

у них смета примерно в 2,5—3 раза больше, чем на такие же работы у других компаний в других частях света»[20].

Трасса проектируемого проекта строительства экспортного газопровода Ковыктинское месторождение — морской порт КНР

Рис. 5.2. Трасса проектируемого проекта строительства экспортного газопровода Ковыктинское месторождение — морской порт КНР

Рис. 5.3. Фрагмент анализа чувствительности проекта строительства экспортного газопровода Ковыктинское месторождение — морской порт КНР — показатель внутренней нормы рентабельности проекта при изменении его критических факторов на 10 %

Точная стоимостная оценка проектов развития российского нефтегазового комплекса предполагает внимательный анализ резервов каждого типа проектов — на всех стадиях технологической цепочки движения нефти — от ее добычи до реализации конечной продукции отечественным и зарубежным потребителям и согласования целей и механизмов реализации всех этих типов проектов как единой комплексной программы развития нефтяного комплекса России и части более крупной и неделимой системы обеспечения энергетической безопасности страны.

Мнение специалистов

Оценки потребности топливно-энергетического комплекса России в инвестициях

По данным ОЭСР, энергетический сектор России «нуждается примерно в 100 млрд долл. США инвестиций в год на период до 2030 г., чтобы модернизировать стареющие электрогенерирующие мощности, разрабатывать новые нефтяные и газовые месторождения и строить новую передовую инфраструктуру, способствующую ускоренному экономическому росту. Это вряд ли будет возможно без резкого повышения уровня инвестиций, включая прямые иностранные инвестиции (ПИИ)»[21].

Инвестиции в нефтегазовый комплекс в мире зависят от уровня цен. Цены на нефть и газ зависят от многих значимых факторов, которые, по сути, не до конца проанализированы, поскольку даже краткосрочные прогнозы разных сторон сильно разнятся, а сами цены подвержены колебаниям в достаточно больших диапазонах—от 18 долл, за баррель в среднем за 1998 г.[22] до 147 долл, за баррель 11 июля 2008 г. Снижением цен на нефть во многом объясняют сокращение почти вдвое капитальных затрат таких крупных нефтяных компаний, как ExxonMobil (с 42,5 млрд долл, до 23 млрд в 2016 г.) и Chevron (с 41,9 до 25 млрд долл, за тот же период). По оценкам Международного энергетического агентства, превышение предложения поставок нефти над спросом колебалось в 2016 г. с 1,5 млн баррелей до 800 тыс. баррелей при общем объеме добычи нефти в мире более 95 млн баррелей в сутки[23]. По данным же Wood Mackenzie, сокращения инвестиций во всех нефтяных компаниях мира более чем на 370 млрд долл, за 2016—2017 гг. приведет к сокращению общего объема добычи нефти на 7 млрд баррелей к 2020 г.[24]

Инвестиционные процессы в любой отрасли касаются будущего, поэтому очень важный момент — это перспективность технологий, которые закладываются на стадии целеполагания и планирования, включая и организационно-управленческие механизмы реализации — сверхзатратные, умеренно затратные или экономичные. По мнению экспертов, потенциальные возможности научно-технического прогресса (НТП) в средних условиях нефтедобывающей отрасли России могут быть оценены в 20—30 % сокращения капитальных вложений при фиксированном уровне добычи нефти[25]. Мировой опыт показывает, что ориентация на применение высокоэффективных технологий (горизонтальное бурение, методы повышения нефтеотдачи, трехмерная сейсмика и др.) в условиях освоения нефтяных месторождений позволяет в 2—3 раза снизить издержки, связанные с их разведкой и добычей[26].

Одной из основных причин нестабильной динамики производства нефтепродуктов отечественными нефтеперерабатывающими заводами является их низкая загруженность сырой нефтью вследствие применения в производственных процессах устаревших технологий, требующих крупных инвестиций и дорогостоящего оборудования.

По данным Минэнерго России, глубина переработки сырой нефти составила в 2015 г. 74,5 %[27], в Европе — 85 %, в США — 96 %[28]. В начале же 1990-х гг. глубина переработки сырой нефти в России составляла вообще 64 %. Для того чтобы повышать глубину переработки нефти на 1—2 %, нужно вводить в эксплуатацию по всей стране десятки новых установок в год. Сравнительно невысокая глубина переработки обусловлена главным образом не слишком эффективным использованием углубляющих схем для переработки топочного мазута[29].

В процессе комплексной переработки можно получать целый ряд углеводородных соединений (газы, бензин, керосин, масла, кокс), а также металлы и строительные материалы. Нефтехимия в мировой экономике является одной из наиболее динамично развивающихся отраслей промышленности: в развитых странах темпы роста основных продуктов нефтехимии в 1,5—2 раза превышают темпы роста ВВП[30].

По мнению президента группы компаний «New Stream — Новый поток» Д. Мазурова, «с учетом действующего ужесточения налогового законодательства сроки модернизации российской нефтепереработки будут значительными. А с учетом сложностей с привлечением фондирования многим компаниям придется существенным образом пересмотреть или отложить свои инвестиционные программы. Речь идет о годах и миллиардах долларов. Ни глубины переработки, ни качества высших стандартов не достичь минимум без 3 млрд долл. США, которые нам, к примеру, пришлось инвестировать для достижения этих целей.

Меньшие мощности окупаются очень долго, более разветвленные производства и большие мощности стоят кратно больше, что неподъемно в данных экономических условиях. И сам налоговый маневр, вступающий в третью и заключительную стадию, содержит заградительные пошлины на темные нефтепродукты и льготные — на светлые, что определяет и глубину переработки будущего завода, и его степень сложности. Но мы считаем это справедливым, страна не обязана дотировать системой пошлин технологически отсталые и неэффективные производства»[31].

Как отмечают А. Д. Зарецкий, Т. Е. Иванова и В. В. Платонова, «нефтегазовая отрасль во всем мире переживает кризис, который коснулся даже крупнейших компаний, сталкивающихся со все более дорогостоящей разведкой и разработкой месторождений в отдаленных и сложных бассейнах. Одной из основных причин кризиса, знаменующей закат эры “легкой нефти”, является масштабное падение цен на нефть...

Проблемы реализации крупных инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли обусловлены внешними и внутренними факторами. К внешним, находящимся за пределами влияния России, в первую очередь относятся: нарушение баланса спроса и предложения на углеводородное сырье на мировых рынках, усиление борьбы за природные ресурсы, политико-экономическая ситуация в связи с санкциями в отношении ключевых секторов экономики, включая финансовый, нефтяной и оборонный, ограничение доступа к новейшим технологиям и стратегическим материалам, необходимым для модернизации базовых отраслей, и др.

К числу макроэкономических факторов, влияющих на результаты нефтедобывающих компаний, кроме изменения рыночных цен, относятся: изменение курса российского рубля к доллару США и инфляция, изменение тарифов на перевозку нефти и нефтепродуктов. Но большинство проблем являются внутренними, возникшими вследствие несовершенных технологий работы и организационных ошибок менеджмента...

По мнению руководителей и специалистов нефтегазового сектора, затрудненный доступ к капиталу на сегодняшний день является одной из ключевых проблем российской нефтегазовой промышленности (наряду с нехваткой квалифицированных кадров), которая может в том числе “затормозить” инновационное развитие отрасли. Высокую значимость имеют также проблемы, связанные с нехваткой квалифицированных кадров, несовершенством отраслевого законодательства и коррупцией»[32].

Проблему повышения экологической безопасности и эффективности проектов нефтегазового комплекса также следует отнести к числу подлежащих решению в ходе применения программно-целевого планирования. По оценкам экологов, при разливе 25 л нефти на 1 кв. м фитомасса сокращается на 90 % за 1 год. Период самовосстановления растительного покрова после загрязнения почвы нефтью для северных широт составляет 10—15 лет. Растворенная и эмульгированная нефть в концентрации выше 0,05 мг/л приводит к значительным нарушениям биологического равновесия водоемов. Однопроцентный водный раствор ароматических углеводородов, которых в нефти содержится 30—40 %, убивает все водные растения[33]. От 3 до 7 % добытых и потребляемых нефтяных продуктов теряется безвозвратно в виде загрязнений или накапливается в виде отходов. В настоящее время на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, нефтебазах накоплено несколько миллионов тонн нефтешламов, которые образуются при очистке сточных вод, в системе оборотного водоснабжения, бурения, подготовки нефти, во время ремонта оборудования, при чистке резервуаров.

Общее число ежегодно образующегося нефтешлама по предприятиям нефтяной отрасли России составляет, по мнению некоторых ученых, около 500 тыс. т, а ресурсы этих отходов, находящихся в земляных амбарах, оцениваются в 4,5 млн т.

Обзор ситуации с переработкой нефтесодержащих отходов в нефтяной отрасли России показал неудовлетворительное состояние дел в части утилизации нефтешламов, которые образуются в количестве сотен тысяч тонн ежегодно и наносят огромный экологический ущерб. Ни в одной нефтедобывающей компании России проблема обезвреживания и утилизации нефтешламов не решена полностью, хотя во многих компаниях объемы как выполненных природоохранных работ, так и материальных затрат постоянно растут[34].

Более полный и точный учет и количественная оценка ущерба от рисков являются одним из направлений повышения качества проведения предынвестиционных исследований проектов развития нефтяного комплекса России.

В настоящее время все отрасли, связанные с нефтью и нефтепродуктами, отличаются высокой аварийностью вследствие низкого технического уровня эксплуатации объектов, несовершенства систем управления технологическими процессами и противоаварийной защиты, износа оборудования.

Пожары на предприятиях данных отраслей особенно опасны, так как вырвавшийся нефтяной фонтан при его воспламенении перебрасывает огонь на резервуары с нефтью, компрессорные установки и нефтепроводы.

Типовой нефтеперерабатывающий завод мощностью 10—15 млн т в год сосредотачивает на своей промышленной площадке от 300 до 500 тыс. т углеводородного топлива, энергосодержание которого эквивалентно 3—5 мгт тротила. Такие технологические параметры, как температура, давление, содержание опасных веществ приближаются к критическим, что представляет собой значительную опасность для людей (персонала предприятия), окружающей среды и самой промышленности.

Анализ характера причин аварий в химической и нефтехимической промышленности показывает, что за последнее десятилетие большинство их (95 %) связано со взрывами различных химических веществ, причем 54 % — внутри аппаратуры, а 46 % — в производственных помещениях и на наружных установках. Во многих случаях аварийная утечка и взрывное сгорание пожаро- и взрывоопасных веществ в атмосфере являются основными причинами разрушений, убытков, последующих обширных пожаров.

Химические вещества, имеющиеся на объекте или синтезирующиеся в ходе неконтролируемых химических реакций, способны при аварии образовать токсические поражающие поля на больших площадях.

Речь идет о необходимости предупреждения аварий как главного вида риска, влекущего за собой возможные потери человеческих жизней и нанесение материального ущерба, размеры которого в несколько раз превышают затраты на предупредительные мероприятия.

  • [1] См.: Beidleman С. R., Fletcher D., Vesbosky D. On Allocation Risk // Sloan ManagementReview. Spring 1990. P. 47.
  • [2] Cm.: Wynant L. Essential Element of Project Financing // Harvard business Review.May —June 1980. P. 165.
  • [3] Cm.: Ahmet P. A. Project Finance in Developing Countries. World Bank Publications,1999. P. 1.
  • [4] См.: Hossein Razavi. Financing Energy Projects in Emerging Economies. PennWellPublishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1996.
  • [5] Гребенникова В. А., Ломановская А. И. Особенности финансирования проектовв нефтегазовой отрасли [Электронный ресурс] // Бюллетень науки и практики. 2017.№ 12(25). С. 277. URL: http://www.bulletennauki.com/grebennikova-lomanovskaya (датаобращения: 25.09.2018).
  • [6] Годовой отчет ОАО «НК “Роснефть”» за 2015 г. [Электронный ресурс] // Роснефть :[офиц. сайт]. URL: https://www.rosneft.ru/docs/report/2015/reports/rus_report_2015.pdf(дата обращения: 25.09.2018). С. 218.
  • [7] Годовой отчет ПАО «Газпром» за 2016 г. [Электронный ресурс] // Газпром :[офиц. сайт]. URL: http://www.gazprom.ru/f/posts/36/607118/gazprom-annual-report-2016-ru.pdf (дата обращения: 25.09.2018). С. 35.
  • [8] См.: Самедова Е. Эксперты: эффективность расходования ресурсов из ФНБ подвопросом [Электронный ресурс] // DW, 2015, 30 янв. URL: https://www.dw.com/ (датаобращения: 25.09.2018).
  • [9] См.: «Роснефть» попросила денег на спасение нефтяной отрасли в условияхсанкций [Электронный ресурс] // Republic. 2015, 5 марта. URL: https://republic.ru/posts/49047 (дата обращения: 25.09.2018).
  • [10] Козинченко Е., Мордовенко Д., Тидеман Д., Шехад Ж. Инвестиционные проектыв российской нефтяной отрасли: четыре шага к повышению эффективности. М. :PricewaterhouseCoopers, 2015. С. 4.
  • [11] См.: Александрова О. А., Низамова Г. 3. Оценка эффективности инвестиционныхпроектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов государственно-частного партнерства [Электронный ресурс] // Науковедение : интернет-журнал. 2017. Т. 9.№ 2. URL: http://naukovedenie.ru/PDF/74EVN217.pdf (дата обращения: 25.09.2018). Составлено по: Исследование «Government Support to Upstream Oil & Gas in Russia.How Subsidies Influence the Yamal LNG and Prirazlomnoe Projects». Geneva — Oslo —Moscow. July, 2014 / L. P. Lunden, D. Fjaertoft ; Sigra Group [Электронный ресурс] //URL: http://www.iisd.org/gsi/sites/default/files/ffs_awc_russia_yamalprirazlomnoe_en.pdf(1ата обращения: 25.09.2018).
  • [12] См.: Козинченко Е., Мордовенко Д., Тидеман Д., Шехад Ж. Инвестиционные проекты в российской нефтяной отрасли: четыре шага к повышению эффективности.
  • [13] См.: Merrow Е. М. Oil and Gas Industrial Megaprojects: Our Recent Track Record.Society of Petroleum Engineers: Oil and Gas Facilities. April 2012. P. 38.
  • [14] Cm.: Rui Z., Peng F., Ling K., Chang H., Chen G., Zhou X. Investigation into theperformance of oil and gas projects // Journal of Natural Gas Science and Engineering.February 2017. Vol. 38. P. 12—20.
  • [15] См.: BP Statistical Review of World Energy June 2016. 65th ed. Printed in theUK by Pureprint Group.
  • [16] Российские эксперты: Арктика станет центром добычи нефти и газа [Электронный ресурс] // Нефть России. 2010, 8 апр. URL: http://www.oilru.com/news/171527(дата обращения: 25.09.2018).
  • [17] Разработан лично автором в 1995 г. для ВНИИгаз по заказу ПАО «Газпром» в рамках выполнения научно-исследовательской работы по адаптации международной методики проектного анализа для российских проектов в газовой промышленности.
  • [18] Подготовлен лично автором в рамках выполнения технико-экономическогорасчета целесообразности строительства магистрального газопровода Ковыктинскоеместорождение РФ — морской порт КНР по заказу АО «Сиданко» в феврале 1996 г. Былиспользован как совместный анализ при проведении переговоров с китайской стороной, также выполнявшей технико-экономический расчет по данному проекту.
  • [19] См.: Актуальная стоимость «Силы Сибири» перевалила за триллион рублей[Электронный ресурс] // Интерфакс. 2018, 27 апр. URL: https://www.interfax.ru/business/610594 (дата обращения: 25.09.2018).
  • [20] Прокопьева С. Газопровод «Сила Сибири» оказался не нужен даже китайцам? [Электронный ресурс] // Медиавектор. 2018, 26 фев. URL: https://mediavektor.org/12336-gazoprovod-sila-sibiri-okazalsya-ne-nuzhen-dazhe-kitaycam.html (дата обращения: 25.09.2018). См. также: Ротенберг получил без конкурса подряды «Газпрома» почтина 200 млрд руб. // РБК. 2015, 23 нояб. URL: https://www.rbc.ru/business/23/12/2015/567adfee9a79471210b50252 (дата обращения: 25.09.2018).
  • [21] Россия: модернизация экономики : серия публикаций ОЭСР о «Лучшей политике».Париж : ОЭСР, 2013. С. 47.
  • [22] См.: Цены на нефть за 40 лет [Электронный ресурс] // ТАСС. URL: http://tass.ru/infographics/8156 (дата обращения: 25.09.2018).
  • [23] См.: Перемитин Г. Нефтегазовые компании сократят инвестиции на $1 трлниз-за дешевой нефти [Электронный ресурс] // РБК. 2016,15 июня. URL: http://www.rbc.ru/economics/15/06/2016/57611aab9a7947f31b92dc75 (дата обращения: 25.09.2018).
  • [24] См.: Низкие цены снизят добычу на 7 млрд баррелей нефти [Электронный ресурс] // Вести. Экономика 2016, 27 июля. URL: http://www.vestifinance.ru/articles/73360 (дата обращения: 25.09.2018).
  • [25] См.: Глухарев В. А. Развитие механизмов активизации инновационной деятельности в нефтяном секторе : автореф. ... канд. экон. наук. СПб., 2009. С. 8—9.
  • [26] Там же.
  • [27] См.: Глубина переработки нефти в России в 2016 году вырастет до 75%[Электронный ресурс] // РИА-Новости. 2016, 9 марта. URL: https://ria.ru/economy/20160309/1387502402.html (дата обращения: 25.09.2018).
  • [28] См.: Глубина переработки нефти в России, Европе и США [Электронный ресурс] //Neftegaz.RU. 2016, 22 авг. URL: http://neftegaz.ru/analisis/view/8485-Glubina-pererabotki-nefti-v-Rossii-Evrope-i-SShA (дата обращения: 25.09.2018).
  • [29] См.: Крупнейшие нефтегазовые компании: обзор индустриального порталаmetaprom.ru [Электронный ресурс] // URL: http://www.metaprom.ru/pub534.html (датаобращения: 25.09.2018).
  • [30] См.: Саубетова Б. С. Развитие инновационных процессов в нефтяном сектореРеспублики Казахстан. Алматы, 2008. С. 18.
  • [31] Мазуров Д. Стоимость входного билета в российскую нефтеперерабатывающуюотрасль сейчас начинается от нескольких миллиардов долларов : интервью от 16 сентября 2016 г. [Электронный ресурс] // Эксперт РА. URL: http://www.raexpert.ru/editions/mazurov_raex600_2016/ (дата обращения: 25.09.2018).
  • [32] Зарецкий А. Д., Иванова I Е., Платонова В. В. Инновационные подходы к управлению инвестиционными проектами // Вестник Южно-Российского государственноготехнического университета (Новочеркасского политехнического института). Серия:Социально-экономические науки. 2016. № 3. С. 19, 21—22.
  • [33] Цит. по: Публикация данных на сайте ОАО «Завод им. Г. И. Петровского» [Электронный ресурс] // URL: http://www.petrovsky.nnov.ru/production/files/magistral_economy_info.pdf (дата обращения: 25.09.2018).
  • [34] См.: Грошева М. А. Инновационно-инвестиционное обеспечение переработкинефтесодержащих отходов : автореф. ... канд. эконом, наук. Самара, 2006. С. 5.
 
Посмотреть оригинал
< Предыдущая   СОДЕРЖАНИЕ   Следующая >
 

Популярные страницы