|
В числе потенциальных покупателей
активов естественно ожидать крупные независимые компании, а также национальные
и полугосударственные нефтяные компании в разных странах, которые стремятся
наращивать свой вес.
Задачи снижения затрат и повышения
прибыльности по-прежнему стоят в приоритетах стратегического развития компаний.
Так ConocoPhillips предполагает сократить капитальные затраты на 25% по
сравнению с суммарными затратами каждой из компаний, ныне составляющих единую.
В планах компании повышение доли прибыли на капитал до 12-14% в течение
нескольких следующих лет, а также сокращение размера задолженностей по
отношению к суммарному капиталу компании до 34% с нынешних 39%. В планах
компании также рационализация активов путем избавления от наименее прибыльных
на сумму до 4 млрд. долл..[16]
Стратегические приоритеты ВР
ориентированы преимущественно на масштабы операций, второе и третье место делят
приоритеты повышения эффективности и внеэкономические (экологические) приоритеты.
Конкретно в ВР практика такова, что
под термином «проект» понимаются в первую очередь действия, относящиеся к
производственной и сбытовой стороне бизнеса, а под термином «изменения» -
действия, связанные с организацией управления компанией. Перечень необходимых
изменений в компании формируется на основе анализа существующих возможностей и
рисков для компании в целом. В зависимости от ситуации и сложности проблемы,
это может быть обычный текущий экспресс-анализ, либо специальные процедуры
SWОТ-анализа. Основная цель изменений - повышение совокупной эффективности
бизнеса, выраженной в финансовых показателях (чистая прибыль, прибыль на акцию
и т. д.).
Как правило, стратегия американских
нефтяных компаний направлена на расширение масштабов операций, рост продаж и
прибыли. Однако в реальных условиях следование такой стратегии может быть
ограничено многочисленными факторами, основными из которых являются:
насыщенность рынка, конкуренция, возможность попадания под действие
антимонопольного законодательства при попытках вытеснения с рынка конкурентов,
нанесение ущерба окружающей среде и др. Ослабить действие подобных
ограничивающих факторов можно с помощью проникновения на новые географические
рынки.
Таким образом, современными
тенденциями в формировании стратегии и стратегических приоритетов крупнейших
зарубежных нефтегазовых компаний являются следующие:
- активизация деятельности в секторе
иpstream, освоение новых нефтегазоносных районов за рубежом;
- избавление от неэффективных
месторождений;
- концентрация усилий на наиболее
прибыльных проектах;
- группировка проектов по
территориальному (региональному), продуктовому и функциональному признакам;
- интенсификация работы по газовым
проектам;
- ужесточение финансовой и
инвестиционной дисциплины.
Следует отметить, что некоторые из
вышеуказанных приоритетов уже сейчас характерны для крупных компаний газовой
отрасли. Так, принятая несколько лет назад немецким концерном Ruhrgas концепция преобразования в
интегрированную европейскую газовую компанию себя оправдала, и ее реализация
продолжится. Экспансия Ruhrgas
охватила уже дюжину европейских стран, где средства предприятия вложены в
различные проекты и приобретение долевого участия их местных газовых компаниях
(так, сейчас немцы проявляют большой интерес к предстоящей приватизации
норвежского нефтегазового гиганта Statoil), а также заключены контракты на
поставки газа иностранным заказчикам. Одновременно страны Персидского залива,
хотя там себестоимость нефтедобычи и ниже в дватри, а то и в восемь раз
российской, уделяют все большее внимание развитию газового сектора. В него все
чаще вкладываются дополнительные доходы от экспорта нефти.
Зарубежные инвестиции в газовый
сектор приветствуют даже те страны, которые в любом иностранном проникновении
видят угрозу своей экономике. О планах удвоить объемы газодобычи заявил Иран.
По оценкам Тегерана, мировой спрос на газ будет увеличиваться ежегодно на 3,2%.
Аналогичные планы строит Катар, по запасам природного газа занимающий третье
место в мире после России и Ирана. Разработку новых газовых месторождений
активными темпами ведет Алжир, который наряду с Россией и Норвегией является
основным поставщиком «голубого топлива» в Европу. К газовому сектору интерес
проявляет даже Ирак, намеревающийся приступить и к экспорту попутного газа,
ранее сжигавшегося. Наконец, Саудовская Аравия, являющаяся безусловным лидером
по производству нефти (12% мирового производства) и входящая в первую десятку
производителей газа, взялась за разработку трех гигантских газовых
месторождений: одного возле Красного моря на северо-западе и двух в пустыне
Руб-эль- Хали. Для их освоения королевство, обычно неохотно пускающее к себе
иностранных инвесторов, заключило контракты с ведущими западными компаниями
(ExxonMobil, Royal DutchJShell, British Petroleum, Phillips, Shell,
TotalFinaElf, Сопосо), объединившимися в три консорциума. Общая стоимость
контрактов превышает 25 млрд. долларов, и это самые большие иностранные
капиталовложения в энергетическую отрасль королевства после ее национализации в
1975 г.
Европейские компании, такие, как
TotalFinaElf, ENI, Statoil, Agip активно участвуют в реализации проектов по
добыче и транспортировке газа в африканских странах. Анализ алжирских,
нигерийских, египетских и ливийских газодобывающих проектов с участием
европейских компаний показывает, что к 2010 г. поставки сетевого африканского газа на европейский рынок могут достичь 50 млрд. м3. ЕххопМоЬil,
Total, ВР, Marathon и Chevron Техасо имеют СПГ-проекты в Анголе и Экваториальной
Гвинее и, следовательно, смогут поставлять газ на рынки США и Европы.
Глобализация газового рынка
невозможна без инвестиций в производство, хранение и транспортирование
сжиженного природного газа (СПГ). Последние десятилетия производство СПГ за
рубежом стремительно растет. Сейчас это уже масштабный бизнес, обеспечивающий
значительную часть международной торговли газом. Рынок СПГ неминуемо будет
полностью конкурентным, что обеспечивается особенностями этого товара.
Технология СПГ позволяет оперативно менять объемы производства и поставок газа
в зависимости от рыночной конъюнктуры, делая ценообразование более гибким.
Появляется возможность легко сглаживать сезонные и суточные колебания спроса,
при этом контракты на излишки продукции при необходимости могут торговаться на
бирже. Из-за прогнозируемого спада газодобычи в Канаде, который будет
сочетаться с ростом спроса на газ в США, значительно увеличатся потребности в
поставках СПГ на североамериканский рынок. Помимо технологических преимуществ,
создание СПГ-объектов превосходит трубные проекты и по ряду инвестиционных
характеристик. Для их реализации, например, требуется меньший стартовый капитал
и не столь продолжительные сроки строительства (около трех лет). Если для
начала прокачки газа по трубопроводам необходимо полностью завершить создание
газопроводной нитки, то мощности по производству сжиженного газа можно вводить
в строй постепенно, а поставки начинать после вложения 50% средств. Первая
коммерческая перевозка сжиженного природного газа состоялась в 1965 г., но
глобальный характер производство СПГ стало приобретать лишь с начала 90-х. С
тех пор мировая торговля СПГ ежегодно возрастала на 5-10%, а по темпам роста
потребления сжиженный газ сильно обогнал традиционные энергоносители и стал
превращаться во все более серьезного конкурента трубопроводного газа. К
настоящему времени почти четверть международной торговли газом приходится на
поставки в форме СПГ, благодаря чему доля трансграничной трубопроводной
торговли в последние годы постоянно сокращалась - приблизительно на 1 % в год.
Как ожидается, к 2010 г. мировое производство СПГ вырастет в разы и, по разным
прогнозам, достигнет 200-400 млн. тонн. Сейчас в мире действует около 60
заводов по сжижению и регазификации, возводится 25 новых, а еще 80 проектов
находится на стадии рассмотрения. В 2007 г. объем мирового производства СПГ достигнет 195 млн. тонн в год, а к 2010 г. - более 400 млн. тонн. Если в 2003 г. в мире работало около 120 танкеров-метановозов, то в 2004 г. их стало сразу на 30 больше, кроме того, были размещены заказы на 55 судов, которые будут
спущены на воду в 2005-2007 годах. Пока мировой рынок СПГ сильно
концентрирован: около 70% потребления приходится на Японию, Южную Корею и США;
почти такую же долю поставок обеспечивают пять стран-производителей -
Индонезия, Малайзия, Алжир, Катар, Тринидад и Тобаго. Только в США планируется
потребление до 50 млн. тонн СПГ к 2010 г.
газовый рынок россия
инвестиция моделирование
3. ПОВЫШЕНИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ С ПОМОЩЬЮ
ЭКОНОМИКО-МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
3.1 Разработка метода
повышения эффективности инвестиций для оптимизации инвестиционного планирования
в нефтегазовой отрасли
Формирование вариантов
оптимальных планов добычи нефти или газа связано с решением ряда задач. Это и
задача оптимизации затрат для получения заданных объемов добычи, и задача
оптимизации финансовых и материальных потоков во времени в рамках оперативного
планирования. Эти задачи весьма сложны и трудоемки. Для их решения разработан
подход основанный на идее построения функции Беллмана.
Методом, основанном на
идее построения функции Беллмана1-З ищется решение,
оптимизирующее количественные характеристики инвестирования для достижения
заданных объемов нефтедобычи на соответствующих интервалах времени.
Математическая
постановка задачи
Решим следующую задачу. Обеспечить
заданный объем добычи нефтегазового конденсата па каждом временном интервале с
минимальными затратами па этом интервале.
Для этой задачи
сформируем целевую функцию.
Для каждого месторождения
п Î (l, 2, ... , N) введем в рассмотрение
вариант финансирования j пt Î (1 nt,, 2nt,, ... , Jпt
) на временном интервале
t Î {l, 2, ... , T}. Каждый вариант jnt определяет объем финансирования Xjnt и соответствующий объем добычи Vjпt на месторождении п за период времени t. Полагаем Jпt ≥ 1 при конечности общего
числа вариантов финансирования.
Пусть hjnt = 1, если вариант) jпt принимается для финансирования месторождения п на временном
интервале t, иначе hjnt = 0.
Тогда задача минимизации
общих расходов на временном интервале t имеет вид
 , (1)
где минимум ищется среди
всех возможных вариантов финансирования по каждому проекту jnt Î(1nt, 2nt,…Jnt).
Решение задачи (1) -
совокупность всех индексов hjnt, должно
удовлетворять следующим ограничениям:
 , (2)
где Vt - лимит общей добычи нефти по всем
месторождениям в каждом интервале времени t;
 (3)
(т.е. для каждого
месторождения в плановом периоде используется только один вариант
инвестирования).
Метод решения
1) Для решения задачи
(1-3) условно будем считать, что на временном интервале t объем финансирования
St изменяется от
(ьшт обт Чоте
) до ( )
с достаточно малым
приращением D
2) На первом шаге
алгоритма запишем все имеющиеся варианты инвестирования и добычи для каждого
месторождения в виде дискретной функции
4) Далее для всех Х из диапазона
5) проводим рекуррентные вычисления
похожие на вычисления функции Беллмана, но с учетом ограничения (3)
В(Х) = max(F(x)+B(X - х)), (4)
где ч = 0,…,X.
Можно показать, что
выражение (4) дает абсолютный оптимум добычи на ресурсе Х, если при его
вычислении выполнено условие (3), Т.е. инвестирование в месторождение либо
производится только по одному из допустимых вариантов, либо вообще не
производится.
Действительно,
предположим, что существует В'(Х)>В(Х), где
В(Х) найдено по (4). По условиям вычислений В(Х- х) является абсолютным
максимумом. Исходя из нашего предположения, это означает, что существует F'(x) ,
такое, что
F'(x) + В(Х- х) = В '(Х) > В(Х) = max(F(x)
+ В(Х - х)),
т. е. F'(х) > maxF(x), что невозможно.
Для выполнения условия
(3) и сохранения глобального оптимума при каждом вычислении по (4) производится
проверка участия месторождения, соответствующего добыче F(x) в суммарной добыче
определяемой В(Х - х). Если месторождение уже участвует при получении
результата В(Х - х), то проверяется, увеличивает ли замена варианта
инвестирования в это месторождение значение функционала В(Х) или нет. Если да,
то производим замену варианта. Если нет, то переходим к другому месторождению,
для которого возможны инвестиции в размере Х.
Для каждого значения
инвестиций Х запоминается набор месторождений и соответствующих вариантов
инвестирования, дающих оптимальное значение.
Если для каждого
месторождения определен только один вариант инвестиций, то процедура
автоматически упрощается, так как проверяется только «повторное» инвестирование
в месторождение.
Таким образом, если
компания планирует добыть определенный объем нефти, который реален по
геологическим условиям, а в проектах инвестиций месторождений есть вариант,
предусматривающий максимальную добычу нефти, то плановый объем добычи будет
среди получаемых по (4) вариантов или близок к некоторым из них. Более того,
имея картину оптимальных объемов добычи нефти при разных вариантах финансирования,
руководство может просто выбирать подходящий объем и тут же иметь перед глазами
соответствующую оптимальную инвестиционную программу с учетом всех
месторождений для взятого временного интервала t.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16
|
