чення компанії «Шлюмберже», що дозволяє перейти на комплексний підхід до оцінки ефективності проектів, проводити оцінку не тільки заходів і свердловин, а й родовища в цілому з оцінкою ризиків і аналізом чутливості проекту з побудовою дерева рішень.
Моніторинг реалізованих проектів здійснюється на всіх етапах інвестиційного та експлуатаційного періодів до завершення терміну їх окупності.
Рішення про інвестування в проект приймається, коли він задовольняє наступним критеріям: дешевизна проекту; мінімізація ризику інфляційних втрат; стислість терміну окупності; стабільність або концентрація надходжень; висока рентабельність як така і після дисконтування; відсутність вигідніших альтернатив.
Управління проектами - методологія організації, планування, керівництва, координації трудових, фінансових і матеріально-технічних ресурсів протягом проектного циклу, спрямована на ефективне досягнення його цілей шляхом застосування сучасних методів, техніки і технології управління для досягнення певних в проекті результатів за складом і обсягом робіт, вартості, часу, якості й задоволення учасників проекту.
У відповідність з методикою проектного управління визначається мета діяльності, для ВАТ «Татнефть» - отримання прибутку. Фінансування проектів у ВАТ «Татнефть» здійснюється за рахунок власних коштів. Інвестиційний портфель ВАТ «Татнефть» побудований на основі критеріїв економічної ефективності: розроблені та затверджені нормативні критерії оцінки ефективності інвестиції по ВАТ «Татнефть»; структурними підрозділами проведений розрахунок ефективності інвестиційних проектів (результати ранжуються на основі індексу прибутковості); структурними підрозділами ВАТ «Татнефть» сформований зведений «первинний» інвестиційний портфель за напрямками; оцінена прибутковість сукупного портфеля та вироблено порівняння з нормативною величиною інвестиційного доходу (в результаті порівняння прибутковість сукупного портфеля виявилася на 2,8 відсотків нижче інвестиційного доходу); для підвищення прибутковості та досягнення рекомендованих нормативів проводиться оптимізація прибутковості портфеля. За ранжированном ряду свердловин визначається «хвіст», який повинен бути «відрізаний» наступним чином: «гірші» проекти відхиляються; знижується сума інвестицій по ряду проектів, за рахунок перегляду структури та номенклатури робіт; плануються додаткові заходи для оптимізації інвестиційного проекту (наприклад, дострелили пластів та ін.).
В даний час формується вторинний портфель інвестиційних проектів з урахуванням оптимізації «хвоста». Розраховують нові уточнені показники прибутковості по оптимізованим об'єктам. Сформований інвестиційний портфель, що задовольняє вимогам прибутковості, буде переданий на розгляд інвестиційного комітету.
В даному випадку інвестиційний портфель складається з інвестиційних проектів з буріння вертикальних і горизонтальних свердловин, зарезки поклади №12 ВАТ «Татнефть». Розглянемо методику розрахунку та умови використання основних показників оцінки ефективності інвестиційних проектів.
Основні критерії доцільності буріння свердловин - це позитивний чистий дисконтований дохід протягом 11 років і дисконтований індекс прибутковості витрат вище норми. У таблиці 4 дані інвестиційні умови по гранично-мінімального дисконтованою індексом прибутковості проектів.
Інвестиційні умови по гранично-мінімального дисконтованою індексом прибутковості проектів ВАТ «Татнефть» на 2006 рік.
Розрахунки економічної ефективності інвестиційних проектів проведені у відповідності з методикою і зводяться до знаходження чотирьох показників: чистого дисконтованого доходу; індексу прибутковості; індексу прибутковості дисконтованих витрат; внутрішньої норми прибутковості; дисконтованого строку окупності.
Результати розрахунку показують, що сукупний чистий дисконтований дохід по всіх інвестиційних проектах складе 169518 тис. руб. Індекс прибутковості змінюється в межах від 1,92 (вертикальна свердловина №3) до 2,09 (горизонтальна свердловина №3). Максимальний термін окупності складає 3,64 року - горизонтальна свердловина №3, а мінімальний термін окупності 1,45 років - зарезка поклади свердловина №2. Найбільший обсяг видобутку додаткової нафти по горизонтальній свердловині №2 - 51426 тн., А найменший - по зарезке поклади свердловина №1 - 17189 тн. Найбільший відсоток показника ВНД в горизонтальній свердловині №2 - 37%, найменший теж в горизонтальній свердловині, але №3 - 21%. Сума чистого прибутку за проектами також різна і коливається в межах від 25035,6 тис. Руб. (зарезка БС №1) до 77065,6 тис. руб. (горизонтальна свердловина №2).
Для оцінки ризику застосовується метод експертних оцінок. Для оцінки ймовірності ризиків були запрошені три експерти: гол...
