Экономико-математическая модель оценки эффективности инвестиционно-инновационных проектов по уровню эксплуатационных затрат в нефтедобыче с использованием методов экономико-математического моделирования (на примере ПАО "Татнефть")

В процессе расчетов инвестиционноинновационных проектов в добыче нефти обобщенная оценка изменений эксплуатационных затрат становится критериальным фактором эффективности этих проектов. Оценка эксплуатационных затрат в пределах структурных подразделений или компании в целом выполняется преимущественно по условно-переменным затратам на добычу 1 тонны нефти или жидкости. Условно-переменные затраты, как правило, требуют прямых детальных расчетов для которых необходима дополнительная информационная базы. Поэтому построение экономико-математических моделей позволяет разложить затраты по своего рода «центрам генерирования затрат», что существенно облегчает построение расчетов экономической эффективности.

Цель: сформировать экономикоматематическую модель, позволяющую быстро и достаточно точно определять уровень эксплуатационных затрат по реализуемому инвестиционноинновационному проекту как по компа- нии, так и разрезе её структурных подразделений с учетом их техникотехнологических, геологических и организационно-управленческих особенностей.

Научная новизна: заключается в разработке и обосновании экономикоматематической моделей по оценке эффективности инновационных проектов в нефтедобыче с использованием методов экономико-математического моделирования.

Практическая значимость заключается в том, что предложенная экономикоматематическая модель позволит оперативно просчитать и спрогнозировать ситуацию в процессе реализации инвестиционно-инновационного проекта по уровню эксплуатационных затрат в нефтедобыче.

В процессе экономико-математического моделирования эксплуатационных затрат в нефтедобыче особую значимость приобретают ключевые факторы, влияющие на их уровень, а также результаты их взаимного влияния друг на друга. В этих условиях главной задачей становится формирование экономико-математической модели, по- зволяющей быстро и достаточно точно определять уровень эксплуатационных затрат по реализуемому инвестиционноинновационному проекту как по компании, так и разрезе её структурных подразделений с учетом их техникотехнологических, геологических и организационно-управленческих особенностей.

Так, например, в составе ПАО «Татнефть» функционирует 9 НГДУ, разрабатывающих 53 месторождения нефти на территории РТ. Эти подразделения компании отличаются друг от друга условиями эксплуатации месторождений, составом и уровнем износа технологических объектов, химическим составом извлекаемой нефти, размерами вспомогательных производств, уровнем развития производственной инфраструктуры. Это создаёт определенные трудности в разработке единых для всех НГДУ нормативов, по которым быстро и достаточно объективно можно было бы определить уровень эксплуатационных затрат при реализации того или иного инвестиционноинновационного проекта в конкретном структурном подразделении.

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

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

В результате проведенного анализа эксплуатационных затрат в качестве факторных признаков нами были выбраны следующие три показателя:

• -    объём добычи жидкости ( в тыс. куб. метров);

• -    средний действующий фонд добывающих (нефтяных) и нагнетательных скважин;

• - среднегодовая стоимость основных фондов НГДУ без учета стоимости скважин (тыс. рублей).

В целях соблюдения корректности расчетов нами была проведена корректировка среднегодовой стоимости основных фондов, участвующих в формировании эксплуатационных затрат по добыче нефти, что связано с существенными различиями между НГДУ по сумме затрат, не входящих в валовую продукцию. Так, например, НГДУ «Нурлатнефть» оказывает услуги другим НГДУ по подготовке и перекачке нефти. Для этого используются его производственные мощности, однако эксплуатационные затраты по ним в части оказанных услуг в сумму эксплуатационных затрат по нефтедобыче НГДУ «Нурлат-нефть» не входят. Также обстоит дело и по услугам других цехов, например, по выпуску металлопластмассовых труб. Поскольку в таких случаях производственные фонды невозможно разделить на участвующие в нефтедобыче и на участвующие в оказании услуг, то была выполнена специальная корректировка через разность сумм амортизационных отчислений в калькуляции нефтедобычи и в смете затрат.

Результирующим в модели приняты эксплуатационные затраты на добычу нефти без амортизационных отчислений основных фондов. Исключение суммы амортизационных отчислений продиктовано тем, что в различных НГДУ соотношение амортизируемых и самортизированных основных фондов, находящихся в эксплуатации различно. Это может привести к искажению корреляции между суммой эксплуатационных расходов, формируемых всеми объектами, находящими- ся в эксплуатации, и техникотехнологическими факторными признака- ми.

В результате после выбора упомянутых трёх факторов и корректировки результирующего признака была получена следующая трёхфакторная модель формирования эксплуатационных затрат (корреляция):

Y = 32,3804x ! + 289,508x₂ + 0,202x3

+ 168657,701

где Y – эксплуатационные затраты на добычу нефти без амортизационных отчислений, тыс. рублей;

х 1 – объём добычи, тыс. куб. метров;

х 2 – средний действующий фонд скважин;

х 3 – среднегодовая стоимость основных производственных фондов, задействованных в добыче, тыс. рублей.

По нашим расчетам коэффициент корреляции представленной зависимости достаточно высок и составляет 0,994.

В соответствии с представленной моде- лью можно ожидать, что при реализации n-го инвестиционно-инновационого проекта изменение объема добываемой нефти на каждую тысячу кубических метров изменит сумму эксплуатационных затрат на 32,38 тыс. рублей; изменение фонда скважин на единицу изменит сумму эксплуатационных затрат на 289,5 тыс. рублей; изменение стоимости основных фондов на каждый миллион рублей изменит эксплуатационных затрат на 200 тыс. рублей.

Таким образом, модель позволяет оперативно просчитать и прогнозировать си- туацию в процессе реализации инвестиционно-инновационного проекта с одновременным изменением всех трёх факторов. Кроме того, модель позволяет определить степень влияния на величину эксплуатационных расходов каждого фактора в процессе реализации инвестиционноинновационного проекта на основе расчетов частных коэффициентов корреляции. Наибольшая доля в совокупных эксплуатационных расходах приходится на затраты по добыче нефти, затем следуют затраты, связанные с количеством с количеством скважин, и только потом затраты, зависящие от объема производственной инфраструктуры.

И наконец, получено математическое подтверждение многолетнего практического наблюдения того, что эксплуатация месторождений с высоким темпом обводнения и снижение среднесуточного дебита нефти сопровождается прогрессирующим ростом затрат, измерить которые позволяет предложенная нами экономикоматематическая модель. Оценка этой зависимости позволяет управлять инновационными разработками, проводимыми в компании с тем, чтобы ориентировать их на поиск и разработку инвестиционноинновационных проектов, направленных на снижение темпов обводнения и увеличения дебита скважин по нефти.