Данный бизнес-кейс подготовлен на основе информации из общедоступных источников. Материалы, использованные в данном издании, не является продуктом интеллектуальной собственности компании НК «Роснефть», а также не является рекламой, и не направлены на продвижение брэнда компании НК «Роснефть».

Бизнес-кейс не является попыткой показать эффективный, равно как и неэффективный стиль управления компанией, а подготовлен исключительно в научных и образовательных целях, для приобретения и совершенствования управленческих навыков слушателей бизнес-школ и студентов вузов.

Бизнес-кейс «Роснефть 2030» раскрывает перспективы будущего стратегического развития нефтяной компании и описывает возможные пути освоения арктического шельфа России.

Бизнес-кейс представляет собой образовательный комплект, которым могут пользоваться как преподаватели, так и студенты экономических вузов. В комплекте есть все необходимое для работы преподавателя в аудитории, либо для самостоятельной работы студента дома. В комплект входит бизнес-кейс с вопросами, а также «правильные» ответы к ним, которые показывают, как на самом деле следовало бы ответить на вопросы, поставленные в кейсе.

Данный комплект снабжен также практическими задачами с решениями, имеющими отраслевую специфику.

В дополнение к бизнес-кейсу «Роснефть 2030» рекомендуется приобрести для самостоятельного изучения теоретический материал «Нефть & Газ», который помогает лучше освоить тематику нефти и газа, и раскрывает особенности бизнеса в нефтегазовой отрасли.

Для студентов и преподавателей вузов, слушателей бизнес-школ.

Крылов Тимофей Алексеевич

Базовое образование получил в 1994 – 1998 г.г. в РЭА им. Плеханова по специальности «Финансы и Кредит». В 1996–1997 г.г. проходил стажировку в Школе Экономики и Права Университета г. Гетеборга (Швеция). В 2002 – 2003 г.г. обучался по программе MBA в Школе Бизнеса в г. Йончепинге (Швеция).

Сведения о трудовой деятельности: С 1998 по 2002 г. работал менеджером по закупкам в компании ИКЕА. С 2003 по 2005 – независимый консультант ряда шведских компаний. Среди основных клиентов: производственный концерн ITAB, Группа фабрик Sveba-Dahlen, шведские торгово-розничные сети.В 2006 г. Крылов Т.А. принимал участие в качестве консультанта в проекте по описанию бизнес-процессов компании ОАО НК «Роснефть», проводившемся в преддверии эмиссии акций компании и их размещения на Лондонской Фондовой Бирже и на российском фондовом рынке.С 2004 года занимается преподавательской деятельностью в бизнес-школах и тренинговых компаниях Москвы. Автор тренинга «Инструментарий подготовки компаний к IPO» и «Основы современного предпринимательства», а также других тренингов по финансовому менеджменту, по организации бизнес-процессов, по привлечению инвестиций.В 2009 – 2010 г.г. принимал участие в организации и подготовке экономической части «Программы освоения континентального шельфа РФ до 2030 г. компании НК «Роснефть».Тимофей А. Крылов владеет методиками оценки стоимости компаний, анализа инвестиционных проектов, методами финансового моделирования и построения вероятностных финансовых моделей.В настоящее время Тимофей А. Крылов работает старшим преподавателем в РЭУ имени Г.В. Плеханова, читает учебные курсы по предпринимательству и привлечению финансовых ресурсов в бизнес.Тимофей Крылов разработал методику работы с бизнес-кейсами, с которой можно ознакомиться на сайте www.100cases.ru

Ознакомьтесь с историей и перспективами развития нефтяной компании Роснефть. Используя теоретический материал, ответьте на следующие вопросы:

1. Какие стратегические решения Вы порекомендуете для дальнейшего развития бизнеса компании Роснефть?

2. Какие шаги необходимо сделать для совместного взаимодействия между «бизнесом» и «государством» для успешной реализации проектов по добыче углеводородного сырья на морском арктическом шельфе?

3. Какие технические средства необходимы для освоения морского шельфа?

1. Перспективы освоения арктического шельфа

История компании Роснефть началась с шельфовых проектов на острове Сахалин. Затем было присоединение активов нефтяной компании ЮКОС, связанное с разгромом империи М.Б.Ходорковского и необходимостью передать полученные активы компании, основным акционером которой являлось бы государство. Наконец, в конце 2000-х компания Роснефть успешно реализовала разработку Ванкорского месторождения создав абсолютно новую добывающую и перерабатывающую инфраструктуру на самом севере России. Кроме того, совместно с компанией Транснефть, Роснефть участвовала в строительстве ряда новых трубопроводных магистралей, которые облегчают доставку углеводородного сырья клиентам-потребителям сырой нефти.

Схема трубопроводных магистралей на территории РФ и сопредельных государств

Однако, на сегодняшний день перед топ-менеджерами одной из крупнейших российских нефтяных компаний стоит вопрос: что делать дальше? Взгляды большинства специалистов нефтегазовой отрасли невольно обращены в сторону Арктики. В средствах массовой информации, в коридорах власти и в среде управленцев российского ТЭК активно обсуждается почти шекспировский вопрос: быть или не быть освоению российского арктического шельфа?

Существуют различные мнения на этот счет. Большинство экспертов топливно-энергетического рынка считают, что стоимость добычи углеводородного сырья на арктическом шельфе России слишком высока. Для сравнения, по данным компании «Роснефть» себестоимость добычи одной тонны нефти составляет: ✓ на Ближнем Востоке – 5-10 долларов США;✓ на разрабатываемых сегодня месторождениях Российской Федерации – 30–60 долларов США;✓ на арктическом шельфе – 200–300 долларов США.

Кроме высокой себестоимости добычи, также очень высоки первоначальные расходы на освоение шельфа и на строительство ледостойких нефтедобывающих сооружений. Дело в том, что на арктическом шельфе невозможно использовать существующие технологии строительства морских платформ, которые уже многократно опробованы на шельфовых месторождениях во всем мире. На арктическом шельфе необходимо устанавливать специальные ледостойкие платформы, способные выдерживать колоссальное боковое давление ледяных массивов и противостоять айсбергам, имеющим массу в сотни тысяч тонн. Многие знают, что в Норвегии уже много лет активно эксплуатируют ледостойкие нефтяные платформы. Однако необходимо учитывать, что норвежский шельф омывается теплым атлантическим течением Гольфстрим, в Норвежском и Северном море отсутствую айсберги, и толщина ледяного покрова на море редко превышает 80 сантиметров. Ледостойкие платформы, способные выдерживать такие ледовые нагрузки, которые имеют место в российских арктических морях, должны конструктивно представлять из себя каменно-бетонные конусообразные сооружения, которые устанавливаются прямо на грунте, на морском дне. Чем больше глубина, тем дороже такое сооружение. Для примера, на сегодняшний день в мире есть опыт строительства лишь одной такой платформы. Стационарная ледостойкая нефтедобывающая платформа Hibernia (Хиберния) была построена в северной Атлантике у берегов Канады около острова Ньюфаундленд и сдана в эксплуатацию в 1997 г. На тот момент ее стоимость составила 7,3 млрд. долларов США (в ценах 1997 года). Очевидно, что на сегодняшний день подобная платформа будет стоить значительно дороже.Поэтому приходится констатировать, что, при сегодняшнем уровне развития добычных и строительных технологий, освоение арктического шельфа российских морей зачастую экономически не рентабельно. В двух российских нефтедобывающих компаниях, НК «Роснефть» и НК «Газпромнефть», в 2010 г. группами профессиональных экспертов были проведены исследования и подготовлены программы освоения континентального шельфа России до 2030 г. Основной целью этих исследований была попытка найти ответ на вопрос: стоит ли в полной мере осваивать российский континентальный шельф, или достаточно ограничиться имеющимися несколькими проектами в Черном и Каспийском море, а также дальневосточными проектами «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Сахалин-3»? Однако эксперты нефтегазовой индустрии в итоги затруднились дать четкие рекомендации руководству компаний и российскому правительству на этот счет.Вместе тем, несмотря на отсутствие положительной рентабельности шельфовых проектом, приходится признать тот факт, что у России в долгосрочной перспективе нет другого выбора, кроме как реализовывать эти проекты. Эра добычи нефти с месторождений расположенных на суше постепенно подходит к концу. Однако нефть и газ по-прежнему будут оставаться основным источником энергии и топлива на планете как минимум еще 50-100 лет. Но ее запасы на суше постепенно иссякают. И не только на суше! Эксперты утверждают, что, например, запасов нефти на шельфе Норвегии хватит еще не более чем на 10–15 лет. Затем эта страна должна будет переориентироваться в своей международной специализации и найти себе другой источник дохода. Ситуация в России не столь катастрофична. Российский шельф богат углеводородными ресурсами. Однако российская нефть на суше, как и в ситуации с Норвегией, по оценкам ученых также закончится через 10–15 лет.Всем очевидно, как много сделано за последние десятилетия для технологической модернизации росиийской экономики. Стоит отметить такие положительные шаги, как организация госкорпорации «Роснано», учреждение инновационного центра «Сколково», и многие другие начинания, нацеленные на модернизацию российской экономики. Безусловно, такие инициативы будут способствовать развитию российской экономики и повышению, так называемого, качества жизни российского населения. Однако, вряд ли такие инновации в ближайшей перспективе смогут стать конкурентным преимуществом России на международной арене всемирной экономики и глобальной конкуренции. Плохо это или хорошо, но так уж сложилось, что с середины 20-го века основной специализацией России на рынке глобальной конкуренции является поставка энергоресурсов. Россия прочно удерживает эти позиции уже больше полу века. Конечно, российские запасы углеводородного сырья несравнимы по размерам с запасами, имеющимися на ближнем востоке. Однако, Россия является стабильным поставщиком. Политическая стабильность – вот основное конкурентное преимущество России по сравнению со странами Ближнего Востока. Уже на протяжении шести десятилетий Россию обходят стороной крупные военные конфликты, в то время как различные войны и революции сотрясают страны Малой Азии, Ближнего Востока и Северной Африки практически каждое десятилетие. И в этом контексте, именно поставка энергоресурсов на мировой рынок поможет России в ближайшие десятилетия сохранить имеющийся темп роста уровня жизни населения, не даст России скатиться на уровень ниже имеющейся планки среднестатистических доходов ее жителей.2. Технические решения для реализации шельфовых проектовДля добычи углеводородного сырья на шельфе морей РФ в подавляющем большинстве нужны так называемые «тяжелые» ледостойкие нефтедобывающие платформы. Дело в том, что большинство арктических морей, омывающих северные границы Российской Федерации, имеют очень тяжелые ледовые условия. Более высокая стоимость освоения арктических месторождений по сравнению с такими же месторождениями на суше, или даже в «тепловодном» шельфе обусловлена как-раз этими сложнейшими ледовыми условиями. Вообще, если посмотреть на карту российских морей с объемами извлекаемых углеводородов, то становится очевидно, что основные запасы российской нефти сконцентрированы в Баренце-Печорском регионе, а также в Карском и Чукотском морях (если не считать уже освоенные месторождения Охотского моря, и небольшие запасы в Черном и Каспийском морях). В соответствии с научными изысканиями Российского Института Арктики и Антарктики (ААНИИ) ледовые условия в этих морях следующие:✓ толщина льда обычно составляет от полутора до трех метров;✓ в летний период имеют место дрейфующие льды толщиной от 7 до 25 метров, откалывающиеся от многоледних ледников Канады и Гренландии;✓ имеют место айсберги.#Autogen_eBook_id2 Карта предполагаемых запасов углеводородов на шельфе РФ

Как видно из карты, граница влияния вод теплого течения Гальфстрим заканчивается в аккурат на государственной границе Норвегии и России. Это объясняет как раз тот факт, почему условия эксплуатации морских нефтяных платформ на российском и норвежском шельфе столь различны, а именно, ледовые условия на шельфе Норвегии значительно мягче, чем на шельфе российской Арктики. Строительство тяжелых ледостойких нефтедобывающих платформ – очень долгий и дорогостоящий процесс. Как отмечалось выше, на сегодняшний день в мире пока есть опыт строительства лишь одной такой тяжелой ледостойкой нефтедобывающей платформы – это «Хиберния» – способной выдерживать действительно сложные ледовые условия, а также воздействие айсбергов. Ледовые условия, аналогичные тем, что присутствуют, например, в Охотском море на проектах «Сахалин-1», «Сахалин-2» и «Сахалин-3», когда толщина льда не превышает одного или даже полутора метров, нельзя считать действительно серьезными. Такое ледяное покрытие способно легко раскалываться о гравитационные основания (так называемые «ноги») платформы, в случае наползания ледяной массы на последнюю. #Autogen_eBook_id3 Платформа «Хиберния»

Однако Хиберния способна противостоять более сильным воздействиям ледяных масс, и даже айсбергам. Платформа установлена на глубине 85 метров, а ее гравитационное основание весит 450 тысяч тонн. Четыре «ноги», четыре гравитационных основания Хибернии закованы и защищены гравитационным зубчатым кессоном диаметром 106 метров, выполненным из высокопрочного преднапряженного бетона со стальной прутковой арматурой и преднапряженными арматурными элементами. Внешняя противоледовая стена имеет толщину 1,4 метра и форму в виде звезды с 16-ю зубьями, для раскалывания надвигающихся ледяных масс. Внутренняя противоледовая стена имеет толщину 15 метров. Платформа способна выдерживать вообще без повреждений воздействие айсберга весом до 1 млн. тонн, вероятность столкновения с которым оценивается как 1 раз в 500 лет. Также платформа способна выдерживать столкновение с айсбергом весом до 6 млн. тонн, однако в этом случае платформа будет иметь устраняемые повреждения. Вероятность последнего события оценивается как 1 раз в 10 000 лет. Хиберния была построена в Канаде. Однако российские ученые, в частности конструктора КБ «Рубин», предлагают немного иную модель ледостойких морских платформ. Если Хиберния имеет в целом цилиндрическую форму в 111 метров в высоту и 106 метров в диаметре, то российские разработки больше сводятся к конусообразной форме. Ведь как показывает опыт строительства сооружений древними цивилизациями, пирамида – это самая прочная форма конструкции. Российские платформы имеют широкое и тяжелое гравитационное основание, стенки которого практически под углом в 45 градусов поднимаются на поверхность моря, а сверху, на макушке, выше уровня воды, располагается легкая и прочная, решетчато-фермовая металлическая площадка с расположенным на ней всем необходимым буровым и добычным оборудованием.Помимо железобетонных конструкций ледостойких морских нефтедобывающих платформ, таких как Хиберния, существуют и другие модели. Например, стальная конструкция ледостойкой платформы, которая использовалась для строительства платформы «Моликпак» (Moliqpak) на шельфе о. Сахалин, а также аналогичная ей платформа «Приразломная», построенная концерном «Газпром» в Баренцевом море. Эта конструкция менее устойчива к воздействию айсбергов, однако вполне способна выдерживать толстые многолетние льды. В основе данной конструкции лежит стальной куб, усиленный и утяжеленный бетонными конструкциями, а также имеющий уменьшенные грани наверху и увеличенные грани внизу у основания платформы. Так, платформа «Моликпак» имеет в основании размеры 111х111 м, которые уменьшаются до 87х87 м на уровне верхней палубы. Опорное основание платформы весит 37 520 тонн. Платформа заполнена песчаным балластом объемом 278 000 кубометров.Интересным образом на платформе «Моликпак» организована отгрузка углеводородов. С платформы сырая нефть сначала подается на танкер-накопитель, а затем через плавучий буй отгружается на транспортные танкера. В ледовый период добыча на платформе останавливается, танкер-накопитель выводится с месторождения, а отгрузочный буй погружается под воду.По сравнению с платформой «Моликпак», платформа «Приразломная» имеет еще более внушительные размеры. Габаритные размеры «Приразломной» на уровне днища кессона составляют 126х126 метров. Масса платформы без твердого балласта составляет 110 тысяч тонн, а с балластом – 506 тысяч тонн. Объем кессона для заполнения балластом составляет почти 160 тысяч кубометров. Эта платформа имеет 40 скважин и способна отгружать до 20 тысяч кубометров углеводородного сырья в сутки. Для этого платформа оснащена двумя отгрузочными устройствами. В зависимости от направления дрейфа льда отгрузка углеводородной продукции осуществляется с отгрузочного устройства, расположенного на противоположной дрейфу льда стороне платформы. Таким образом, опорное основание своей массой уменьшает уровень воздействия льда на загружаемый с платформы танкер.

Более высокая масса платформы «Приразломная» по сравнению с «Моликпак» обусловлена прежде всего более сложными ледовыми условиями в Печорском, нежели в Охотском морях. Можно предположить, что гравитационные платформы, возводимые в Море Лаптевы, а также в Карском и Восточносибирском морях будут по своим размерам еще на порядок более внушительными и капиталоемкими.

Несмотря на всю сложность и опасность ледовых условий, в Арктике, помимо гравитационных типов платформ, можно использовать и некоторые плавучие добычные системы, которые несколько дешевле гравитационных конструкций. Однако здесь есть свои технические сложности. Из всех имеющихся на сегодняшний день в мире типов плавучих добычных платформ в тяжелых ледовых условиях можно использовать лишь платформы типа SPAR. Это плавучие платформы, корпус которых имеет значительно большую осадку по сравнению с их шириной. Высота корпуса такой платформы составляет около 200 метров, а глубина воды на месте ее установки должна составлять не менее нескольких сот метров. Платформа SPAR во время волнения ведет себя аналогично рыболовному поплавку, вытянутому в вертикальном направлении. Устойчивость такой платформы обеспечивается за счет низкого центра тяжести платформы, который всегда находится ниже центра плавучести, а также за счет максимальной степени натянутости якорных креплений, которые с большой силой притягивают платформу к морскому дну. Высокая степень натяжения якорных креплений и относительно маленький поперечный диаметр платформы обеспечивают ей высокую устойчивость и независимость от влияния волн, льда, и других боковых физических нагрузок. Для еще большей устойчивости подводная часть платформы SPAR снабжена наклонными винтообразными «лопостями», которые отсекают боковые водные потоки и ледяные массивы, и направляют их вниз либо вверх, параллельно корпусу платформы. Однако, несмотря на возможность использования в ледовых условиях, платформа типа SPAR не способна противостоять давлению айсбергов. Чтобы противостоять айсбергам, для этого типа платформ необходимо дополнительно разработать систему экстренного отсоединения райзеров (нефтедобычных подъемных механизмов) в случае наличия серьезной айсберговой опасности, а также систему активного позиционирования и удержания на месте, которая поможет противостоять арктическим штормам и быстро вернуть платформу в рабочее состояние в случае экстренной остановки процесса добычи углеводородов. #Autogen_eBook_id6 SPAR в арктическом исполнении

В российских арктических морях не только дорого и сложно строить морские нефтедобывающие сооружения, но также довольно проблематично проводить сейсморазведку и геологоразведочные работы. Не секрет, что весь объем геофизических данных, которыми на сегодняшний день располагают российские нефтедобывающие компании касательно перспективных участков и структур в Арктике, относится чуть ли не к сталинской эпохе, когда советские ледоколы бороздили, казавшиеся тогда бесконечными, просторы арктических морей и проводили геофизические исследования довольно примитивными способами, соответствующими тогдашнему уровню развития науки и техники. На сегодняшний день результаты тех исследований доступны геологам нефтяных компаний в архивах ААНИИ и других государственных ведомств. Однако для освоения арктического шельфа нужны дополнительные исследования. На сегодняшний день ученым доступны такие методы как 2D и 3D сейсмика. Однако необходимо понимать, что научно-исследовательское судно в процессе обработки перспективного участка и сбора сейсмических данным в формате 2D протягивает за собой сейсмокосу протяженностью до 12 километров. Если же проводится 3D исследование, то судно протягивает за собой уже одновременно от 4 до 20 таких сейсмокос. А как это можно сделать, если арктические моря практически круглогодично находятся подо льдом? Даже если море в целом очистилось ото льда, то все равно крупные и мелкие дрейфующие льдины, а также ледяные торосы физически препятствуют работе сейсморазведовательных судов, а также создают помехи в работе оборудования при регистрации сейсмических сигналов. На сегодняшний день, так называемая, сетка сейсморазведовательных работ, например, в Северном море и у берегов Норвегии составляет около 250 метров, что дает практически доскональную точность о содержании полезных ископаемых на шельфе. Аналогичный показатель для российских арктических морей составляет в лучшем случае несколько десятков километров, а в некоторых случаях о «сейморазведовательной сетке» вообще говорить не приходится. Глубина и степень проработки геофизических исследований в российских арктических морях иногда выглядит следующим образом: по морю прошел научно-исследовательский корабль лишь один раз в одном направлении. Примерно так выглядит степень геофизической изученности в частности в Восточносибирском море.#Autogen_eBook_id7 Модель буровой подводной лодки

Но многих технических и технологических проблем в освоении арктического шельфа можно избежать, если использовать для освоения труднодоступных арктических районов буровые подводные лодки. На сегодняшний день концептуальная разработка такой технической новинки выполнена ЦКБ «Лазурит». По задумкам конструкторов, буровая подводная лодка несет на борту комплекс бурового оборудования, а также небольшой запас расходных материалов, необходимых для бурения одной вертикальной скважины глубиной не более 4 тысяч метров. Дополнительные расходные материалы могут поставляться при помощи подводного грузового транспортного модуля, совершающего челночные поездки на поверхность. Подводная лодка оснащена комплексом устьевого противовыбросового оборудования, что дает возможность обеспечить в процессе бурения давление, не превышающее одну атмосферу, в отсеках подводной лодки. Технологические операции за бортом выполняются подводными роботами, а пассажирские перевозки и аварийно-спасательные работы выполняются транспортно-спасательными подводными аппаратами, базирующимися на поверхности. #Autogen_eBook_id8 Буровое судно на воздушной подушке

Помимо буровой подводной лодки, интересную конструкцию представляет собой буровая установка на воздушной подушке. Преимущество такой конструкции заключается в ее высокой мобильности, а также отсутствии необходимости оказывать физическое сопротивление ледяным массам на точке бурения. Платформа на воздушной подушке, достигнув точки бурения, непосредственно ложится на ледяной покров и осуществляет бурение через толщу льда. По окончании бурения на полученную скважину устанавливается подводное устьевое оборудование, которое также подключается к подводной системе сбора углеводородов, что дает возможность избежать выхода технологических конструкций на поверхность моря, и соответственно их взаимодействия с ледяными массами. На небольших морских глубинах до 30 метров для размещения бурового и добычного оборудования могут использоваться искусственные насыпные острова из песка и гравия, либо создаются ледяные намораживания.#Autogen_eBook_id9 Подводный добычной комплекс

Конструкция ледяного острова представляет собой толстый ледяной пласт, который намораживается на поверхности моря при помощи брандспойтов с использованием подручной морской воды. По мере намораживания такой ледяной пласт становится все толще и толще. Пласт намораживается до тех пор, пока его нижняя часть не ляжет на морское дно, а верхняя часть не поднимется на определенную безопасную высоту над уровнем моря, после чего на таком ледяном острове размещается буровое и добычное оборудование.

3. Роль государства в освоении морского шельфа (на примере Норвегии)

Очевидно, что и государству и нефтяным компаниям в вопросе освоения шельфа необходима взаимная помощь. Ведь нефтяным компаниям нужны средства на освоение шельфовых месторождений значительно более существенные, чем для реализации аналогичных проектов на суше. А государству, в свою очередь, необходимо пополнять бюджет за счет нефтяных компаний, которые, как ни крути, по-прежнему остаются основными налогоплательщиками и источниками доходов российского бюджета. Как видно и предыдущего раздела о технических средствах для освоения шельфа, нефтедобывающим компаниям нужно потратить достаточно много средств и сил, и должно пройти довольно много времени, прежде чем российский арктический шельф начнет давать вообще какую-либо отдачу в денежном выражении. Давайте поразмышляем, где же нефтедобывающим компаниям взять деньги на проведение длительных геологоразведовательных и исследовательских работ, а также на строительство в последующем дорогостоящих добывающих сооружений на шельфе.

Одним из решений может быть проведение IPO (публичное размещение акций), а также и все последующие размещения акций, направленные на привлечение средств именно в шельфовые проекты. Однако необходимо отметить, что в настоящее время между российским правительством и нефтедобывающими компаниями, действующими на территории России, происходит своеобразное «перетягивание каната». Не секрет, что для России экспорт энергоресурсов, как указывалось раньше, является одной из основных статей доходов государственного бюджета. Поэтому российское правительство постоянно пытается установить все более высокие налоги и пошлины в нефтедобывающем секторе экономики с тем, чтобы как можно больше увеличить долю государственных изъятий из доходов нефтедобывающих компаний. В свою очередь, нефтедобывающие компании пытаются минимизировать свои выплаты государству, лоббируют свои интересы в государственных органах и мотивируют свои действия тем, что нефтедобывающим компаниям нужны доходы для того, чтобы их снова реинвестировать в нефтеперерабатывающую промышленность, открывать и осваивать новые месторождения, без которых в конечном итоге не будет никакого дохода ни государству, ни самим нефтедобывающим компаниям. Компромисс между государством и нефтяными компаниями достигается путем постоянных и сложных переговоров, и «истина», как говорится, находится где-то «посередине».

Если обратиться к опыту других стран, например Норвегии, то видно, что вышеобозначенный вопрос решается при помощи сложной и многоуровневой системы налогообложения нефтегазовой отрасли. История формирования налоговой политики этой страны начинается с конца 1960-х годов, когда были открыты первые нефтегазовые месторождения на норвежском участке Северного моря. Тогда правительство Норвегии провозгласило политику, согласно которой все нефтяные ресурсы страны «принадлежат норвежскому народу и должны быть использованы на благо нынешнего и будущего поколений». Соблюдение этого принципа, который в течение последующих десятилетий ни разу не нарушался, стало приоритетным направлением национальной политики Норвегии.

После начала разработки первых месторождений к их освоению были допущены только три компании – Statoil, Norsk Hydro и Saga Petroleum. Доминирующей нефтяной компанией в Норвегии является государственная нефтяная компания Statoil – участник большинства проектов по разработке месторождений в Северном море.

Благодаря стабильному росту цен на нефть и растущему экспорту энергоресурсов правительству страны удалось сформировать устойчивый профицит бюджета и создать так называемый Нефтяной фонд, который решено было сохранить для последующих поколений, когда нефтяные месторождения будут исчерпаны. Средства от экспорта нефти, поступающие в фонд, вкладываются в наиболее доходные иностранные акции и облигации, а прибыль опять возвращается в фонд. На сегодняшний день активы фонда выросли до 70 млрд. долларов США, что составляет почти 15 тыс. долларов на каждого норвежца.

Такая практика существует лишь с 1993 года, в то время какраньше нефтегазовые деньги напрямую шли в бюджет Норвегии. Сегодня закон разрешает тратить лишь небольшую часть фонда – около 1 млрд. долларов в год.

Теперь несколько слов о системе налогообложения Норвегии. В связи с чрезвычайной рентабельностью нефтегазовой деятельности норвежский закон «О налогообложении подводных нефтегазовых месторождений» в добавление к обычному подоходному налогу ввел так называемый специальный налог. Помимо ставки подоходного налога в 28 %, нефтедобывающие компании платят также «специальный» налог по ставке 50 %. Кроме этого, существуют и другие выплаты.

Ниже в таблице отображена полная картина налоговых выплат нефтедобывающих компаний Норвегии.

Как видно из таблицы, компании, работающие на шельфе, производят выплаты за добычу (роялти) и за размер лицензионного участка. Роялти со временем потеряло свое практическое значение, поскольку ее размер зависел от глубины моря в месте разработки месторождения. А по мере разработки новых участков, морская глубина в местах их расположения все больше увеличивается. Поэтому в 2006 году выплаты роялти прекратились совсем. Последние два месторождения, на которые начислялось роялти, были Гульфакс и Усеберг (глубина моря 140 м и 150 м соответственно). Цель взимания платы за размер лицензионного участка – это эффективная эксплуатация контрактной площади и стимулирование возврата неиспользованных площадей государству. Возвращенные площади могут стать предметом разведки и добычи нефти и газа другими компаниями.Плата за размер лицензионного участка начисляется на все лицензии на добычу после окончания периода разведки и увеличивается ежегодно от 7 до 70 тыс. норвежских крон (от 820 до 8 200 Евро) за квадратный километр. Недропользователь или оператор консорциума несет полную ответственность за расчет и осуществление платежа.Сбор за выброс углекислого газа взимается в целях охраны окружающей среды и начисляется в зависимости от объемов сжигаемых газа и нефти.Государственный контроль нефтяной отрасли в Норвегии осуществляется не только через владение акциями компании Statoil, но также государство выступает в качестве владельца долей в лицензиях на добычу нефти и газа через институт так называемого государственного прямого финансового участия. Раньше государственное участие составляло не менее 50 % по каждой лицензии, но в последние годы доля государства существенно уменьшилась.

1. Какие стратегические решения Вы порекомендуете для дальнейшего развития бизнеса компании Роснефть?

Для того чтобы Россия могла сохранить в ближайшие десятилетия имеющийся уровень экспорта энергоресурсов, необходимо решить проблему себестоимости добычи углеводородного сырья на шельфе. А для этого в области добычных шельфовых технологий необходимо сделать качественный технологический скачек . Низкую себестоимость углеводородного сырья можно достичь только при условии создания принципиально иных, дешевых и прочных конструкций морских нефтедобывающих сооружений (платформ) способных выдерживать экстремальные ледовые нагрузки и воздействия айсбергов. На сегодняшний день КБ «Рубин» и некоторые другие проектные организации уже предложили свои технические проекты ледостойких сооружений, однако пока эти проекты все еще слишком дорогостоящи и технически далеки от совершенства.

2. Какие шаги необходимо сделать для совместного взаимодействия между «бизнесом» и «государством» для успешной реализации проектов по добыче углеводородного сырья на морском арктическом шельфе? Важно отметить, что не стоит в слепую перенимать и тиражировать в России налоговое законодательство других стран, и в частности Норвегии. К вопросу взаимоотношений между государством и нефтяными компаниями надо подходить очень осторожно и максимально взвешенно принимать любые законодательные решения в этой сфере. Ведь с одной стороны, нефтяная отрасль является основным источником дохода российской казны. А с дугой стороны, действия в отношении собственной нефтяной отрасли должны быть очень аккуратными, чтобы не «задушить» свою промышленность, а наоборот дать ей возможность выйти на качественно новый уровень добычи углеводородных ресурсов. Тем более что в ближайшие десятилетия нам предстоит освоение арктического шельфа. Как видно из представленного материала, это задача не из легких и средства для ее воплощения нужны отнюдь немалые. Поэтому с решением этой непростой задачи российским нефтедобывающим компаниям надо обязательно помочь! И именно в этом заключается на сегодняшний день основная роль российского государства в сфере его внутренней промышленной политики и налогового регулирования.Одним из возможных вариантов помощи государства нефтяным компаниям может стать создание госкорпорации «Росшельф» , на примере аналогичной ныне действующей госкорпорации «Роснано». Подобная организация представляет собой нечто среднее между государственным ведомством и венчурным инвестиционным фондом, наделенным полномочиями инвестировать определенные выделенные средства в геологоразведку шельфовых месторождений, регулировать налоговый режим шельфовых проектов, а также оказывать поддержку частным компаниям, занимающимся разработкой новых технологических решений, которые в перспективе дадут возможность российским нефтяным компаниям реализовать проекты по освоению российского арктического шельфа на высоком техническом уровне и с высокой рентабельностью, которая в итоге сгенерирует необходимую прибыль самим нефтедобывающим компаниям и обеспечит существенные доходы от экспортной выручки для российского государства. Такой подход к развитию российской нефтедобывающей отрасли позволит России «оставаться на плаву» и сохранить лидирующие позиции в мировом экспорте энергоресурсов еще как минимум на ближайшие 30–50 лет.

3. Какие технические средства необходимы для освоения российского морского шельфа? Один из способов избавиться от ледовой нагрузки – это «уйти под воду». В этой связи необходимо стимулировать разработку и создание подводных добычных комплексов и транспортировочных сооружений, способных работать автономно на большой глубине, при низких температурах и с минимум потребности в техническом обслуживании. Необходимо финансировать создание подводных роботов, способных собирать вышеуказанные конструкции на большой глубине. Разработка одного из таких роботов уже осуществляется в ОАО «Океан». Это своеобразный робот-краб, или робот-паук, способный передвигаться по морскому дну и осуществлять сборочные работы на дне. Однако пока подобная разработка – это практически частная инициатива группы конструкторов ОАО «Океан» не получившая пока должного внимания ни со стороны потенциальных клиентов – нефтяных компаний, ни со стороны государства, должным образом поддерживающего такую разработку. Наконец, необходимо финансировать проектирование и создание буровых подводных лодок. По данным экспертов, современная подводная лодка с комплектом ядерного вооружения обходится государству в эквивалент примерно в 1 млрд. долларов США. Конструкторы посчитали, что если с подводной лодки убрать вооружение и оснастить ее буровым оборудование, то сумма получится примерно та же. Однако в любом случае, цифры затрат на такую буровую подводную лодку будут всегда ниже, чем строительство хотя бы одной ледостойкой морской буровой платформы. Немаловажным аспектом является также создание транспортной инфраструктуры , а именно строительство необходимого количества ледоколов и других обслуживающих судов, способных обеспечить потребности нефтяных компаний (в том числе, в части геологоразведочных работ), возникающие в ходе реализации проектов освоения континентального арктического шельфа России. Необходимо помнить, что по оценкам экспертов, в 2015 году в России может наступить, так называемая, «ледовая пауза» – это когда все ледокольные мощности выработают свой ресурс и все имеющиеся в России ледокольные суда будут попилены на металлолом, а новых собственных ледокольных судов возможно так и не будет построено. Наконец, остро стоит проблема обеспечения экологической безопасности добычи углеводородов в арктическом шельфе. Катастрофа в Мексиканском заливе, а также некоторые другие экологические аварии последнего времени показали всю уязвимость человека и окружающей его природы от техногенных катастроф. Разработка методов борьбы с подобными авариями ведется уже несколько десятилетий, и все равно усилия специалистов в борьбе с экологическими катастрофами часто остаются тщетными. Необходимо отметить, что те методы борьбы с экологическими авариями, которые разработаны и используются в акватории незамерзающих морей, становятся совершенно бесполезными в условиях Арктики. Например, сбор и ликвидация разливов нефти при помощи бонов и заграждений, либо методом выжигания, становится недейственной и технически нереализуемой в условия тяжелой ледовой обстановки. Необходимо понимать, что любой разлив нефти в условиях Арктики способен загрязнить близлежащую акваторию на десятки лет, и на сегодняшний день фактически нет технологий ликвидации таких загрязнений. А без разработки подобных технологий нельзя начинать реализовывать шельфовые проекты в Арктике. Это экологически безответственно! На сегодняшний день, некоторые из экологических экспертов западных нефтяных компаний (например, British Petroleum) уже выступили с инициативами организовать совместные исследования в области экологической безопасности в Арктике. Однако пока эти инициативы не нашли должной поддержки ни у правительств стран, потенциальных участниц проектов по освоению арктического шельфа, ни в руководстве самих нефтяных компаний, более озабоченных сегодняшними проблемами и безопасностью сегодняшних уже реализованных добывающих проектов.

Задание 1. Оценка инвестиционного проекта по разработке нефтяного месторождения

В рамках инвестиционного проекта по разработке месторождения необходимо проанализировать доходы и затраты по бурению и эксплуатации одной нефтяной скважины. Начальные затраты по бурению скважины – 3 мил. USD. Прибыль от реализации нефти:

✓ 1 год – 400 тыс. USD

✓ 2 год – 600 тыс. USD

✓ 3–7 годы – 1 мил. USD в год

✓ 8–9 годы – 500 тыс. USD в год

Расходы по консервации скважины и рекреации земель составляют 1 мил. USD в последние 2 года эксплуатации скважины. Структура инвестиций:

✓ 1 мил USD – собственные средства компании с нормой рентабельности – 20 % в год;

✓ 2 мил USD – средства, полученные от выпуска облигаций с выплатой 5 % годовых.

Чему равна средневзвешенная стоимость капитала? _______________% Чему равен NPV? _____________USD Чему равен ROI? _____________раз Чему равен PP? _____________ лет

Решение и ответы Расчет WACC. Для расчета средневзвешенной стоимости капитала (WACC), находится сумма пропорциональной стоимости привлечения финансовых ресурсов из двух источников, в %: WACC = 20 % x 0,33 + 5 % x 0,66 = 10 % в год.Расчет NPV. Для расчета NPV используется формула:

где: i – норма дохода на капитал;Pn – доходы по годам, n=0,1, …,tICm – инвестиционные расходы по годам, m=0,1, …,kt – продолжительность получения доходов;k – продолжительность процесса инвестиций.

В качестве ставки дисконта по проекту используйте найденный раннее WACC, в размере 10 %. В результате расчетов в MS Excel получается следующая табличка:

Расчет ROI. Для расчета ROI используется формула:

Расчет PP. Срок окупаемости проекта (PP) равен 4 года, так как сумма дохода за первые четыре года составит 3 млн. долл. (600+400+1000+1000= 3000), что равно начальным инвестициям. Задание 2. Варианты реализации инвестиционного проектаУсловия задачи те же, что и в предыдущем задании, кроме прибыли от реализации нефти.После завершения бурения, в устье скважины можно установить 3 типа штуцеров:✓ штуцер диаметром 4 мм, дает дебет 40 баррелей в день, в течение 18-ти лет;✓ штуцер диаметром 6 мм, дает дебет 60 баррелей в день, в течение 10-ти лет;✓ штуцер диаметром 8 мм, дает дебет 80 баррелей в день, в течение 6-ти лет.Скважина работает 300 дней в году, в остальное время – восстановление пласта, или «отдых», а также техобслуживание.Прибыль с одного барреля нефти – 20 долларов.1. Необходимо рассчитать оптимальный размер штуцера, с точки зрения наибольшей финансовой выгоды. 2. Какие параметры проекта можно изменить, чтобы сделать проект рентабельным?

Решение и ответы Для решения данной задачи с использованием MS Excel попробуйте изменить ставку дисконта, т. е. стоимость привлечения финансовых ресурсов в проект, и рассчитайте инвестиционную привлекательность проекта (а точнее, NPV) с использованием различного количества лет. Сократите стоимость бурения. В результате таких расчетов получается следующая таблица значений:

В результате анализа таблицы видно, что наиболее целесообразное время эксплуатации месторождения – 10 лет. За это время месторождение показывает более высокую нефтеотдачу в количественном выражении, чем при «быстрой» эксплуатации, и в то же финансовые ресурсы не успевают за это время «обесцениться» настолько сильно, как если бы эксплуатация месторождения растянулась на 18 лет. Поэтому срок эксплуатации в 10 лет является оптимальным. Однако этого все равно не достаточно, потом что ставка дисконта в 10 % для такого проекта слишком высока. Для данного проекта необходимо привлекать с рынка более дешевые финансовые ресурсы, для того, чтобы иметь возможность финансировать проект под 8 %, или даже под 6 %.Кроме того, необходимо существенно снизить стоимость бурения, используя более дешевых подрядчиков и проводя грамотную тендерную политику. Только тогда проект становится рентабельным.Задание 3. Расчет амортизации трубопроводаРегиональная нефтяная компания имеет 9200 км труб, соединяющих нефтяные кусты и пункты первичной переработки нефти. Коррозия труб составляет 20 % в год. Применение процедуры ежегодного ингибирования [1] снижает степень износа труб до 10 %. В случае износа до 100 % старую трубу меняют на новую, которую сразу можно подвергнуть ингибированию. Стоимость 1 км новой трубы составляет 20 000 USD. Стоимость процедуры ингибирования – 2 000 USD на 1 км трубы в год.Рассчитать оптимальное соотношение ежегодных затрат на замену и/или ингибирование труб, так чтобы состояние сети трубопроводов оставалось неизменным с течением времени. Рассчитать ежегодные затраты на поддержание рабочего состояния труб.

Решение и ответы Несложный расчет показывает, что при отсутствии процедуры ингибирования, трубопровод полностью износится за 5 лет (100 % ÷ 20 % в год = 5 лет). Таким образом, за временной промежуток в 10 лет компании придется дважды полностью заменить трубопровод, потратив на это 368 млн. долл. (184 млн. долл. х 2 раза).Если же компания будет проводить процедуру ингибирования каждый год, то это обойдется ей также в 184 млн. долл. (2000 долл. х 10 раз х 9200 км). Кроме того, через 10 лет ей придется поменять трубопровод, потратив на это те же 184 млн. долл. Таким образом, во втором случае затраты компании составят также 368 млн. долл.Поэтому, независимо от выбранного варианта, стоимость содержания трубопровода всегда одинакова.Задание 4. Расчет карты буренияУ нефтяной компании есть 10 миллионов USD, которые компания намерена потратить на бурение эксплуатационных скважин. Геотехнологическая разведка дала следующие результаты исследования возможного бурения скважин.

Сколько и каких скважин пробурит компания для достижения наибольшего количества и максимальной вероятности наличия нефти.

Решение и ответы Решение данной задачи представлено в таблице:#Autogen_eBook_id16 Задача 5. Потребность в инвестициях для буровой компанииНефтяная компания решила произвести реструктуризацию бизнеса и вынести отдельные бизнес-процессы на аутсорсинг. В связи с этим, подразделение компании, которое занималось бурением скважин, было продано и начало функционировать как самостоятельный бизнес. На балансе образованной буровой компании на сегодняшний день числится 200 буровых установок с остаточной стоимость в среднем 5 миллионов долларов за каждую. Буровая компания имеет также оборотный капитал в размере 200 миллионов долларов, который целиком был профинансирован за счет долгосрочных кредитов.Задание: ✓ Определите стоимость буровой компании. ✓ Посчитайте, сколько еще долгового финансирования может компания привлечь в банке, если оптимальное соотношение заемного капитала к собственному составляет 60 % к 40 %. ✓ Компания планирует заменить 100 буровых установок из имеющихся 200-т штук. Стоимость каждой новой установки – 30 миллионов долларов. Сколько компании необходимо привлечь денег в ходе IPO если: 1.  количество оборотного капитала останется прежним; 2.  соотношение заемного капитала к собственному останется 60 % к 40 %; 3.  заменяемые буровые установки будут проданы по текущей остаточной стоимости.

Решение и ответы 1. Стоимость буровой компании составляет 1 млрд. долл.(5 млн. долл. х 200 шт.)2. Собственный капитал компании равен 1 млрд. долл., что составляет 60 %. Тогда, 40 % будет составлять 400 млн. долл. Однако, 200 млн. долл. из этой суммы уже взяты в кредит, поэтому компания может взять еще только 200 млн. долл.3. Продав 100 старых буровых установок по 5 млн. долл. за каждую, компания выручит 500 млн. долл. Для приобретения 100 новых установок потребуется 3 млрд. долл., однако 500 млн. долл. уже имеются от продажи старых установок. Поэтому компании потребуется лишь 2,5 млрд. долл. При этом размер собственного капитала вырастет до 3 млрд. долл., что, как известно, должно составлять 60 %. Тогда 40 % будет составлять 2 млрд. долл., но 200 млн. долл. компания уже взяла в кредит, поэтому она сможет привлечь в заемный капитал еще лишь 1 млрд. 800 млн. долл.

Задача 6. Оценка доходности арктического шельфа

Используя представленные в тексте бизнес-кейса данные об объемах предполагаемых запасов нефти на российском шельфе, примерно посчитайте чистый дисконтированный доход (NPV) по месторождениям каждого из морей, принимая в качестве неизменяемой цену нефти в 500 долларов за тонну и ставку дисконтирования в 20 %. При этом себестоимость добычи составляет: на шельфе Черного моря – 150 долларов за тонну, на шельфе Печерского, Баренцева и Охотского морей – 250 долларов за тонну, остальных арктических морей – 300 долларов за тонну.

Решение и ответы Решение данной задачи представлено в таблицах на следующих страницах.#Autogen_eBook_id17 #Autogen_eBook_id18 #Autogen_eBook_id19 #Autogen_eBook_id20 #Autogen_eBook_id21 #Autogen_eBook_id22 #Autogen_eBook_id23

Примечания

1

Ингибирование – добавление в прокачиваемую по трубе жидкость специального химического состава, как правило, тефлона, который образует защитную полимерную пленку на стеках труб.