АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА АГПЗ НА ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КОМПАНИИ ПАО «ГАЗПРОМ»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. На сегодняшний день рыночной средой в связи с ее динамичностью и конкуренцией оказывается заметное усиливающееся воздействие на организации.

Характерной чертой многих современных российских и зарубежных предприятий является проектное управление. Это связано с обоснованным переходом на распределенное, децентрализованное управление, которое способно сделать более гибким функционирование предприятия, более адаптированным к изменению внешних факторов и, соответственно, более устойчивым. С позиции проектного управления производственная деятельность рассматривается как комплекс работ, имеющий сложную организационную топологию связей по ресурсам и по времени выполнения.

Для эффективного управления любыми экономическими объектами предполагается соответствующая организационная структура и наличие кадрового состава. Сегодня происходит активное внедрение производственных технологий, но в то же время значительно отстают в развитии организационные системы, поэтому необходимо понимание новых современных подходов, которые могли бы повлиять на выживание, развитие и функционирование любой организации.

Проектная деятельность представляет собой сложные, неповторяемые действия, заблаговременно формализованные, технологически отработанные с учетом специфики конкретной ситуации, имеющие определенные ограничения по ряду показателей (состав и объем работ, доступные ресурсы, время, стоимость, интервью качество и команде др.).

В современном экономическом пространстве одним из современных и эффективных методов управления является Управление проектами или Project Management.

 Применение методов и стандартов проектного менеджмента (управления проектами) помогает достигать высокого уровня исполнения самых разнообразных проектов. Более того, концепция управления проектами позволяет эффективно управлять финансами, временем, ресурсами и рисками проекта, повышает надежность исполнения.

Объект исследования – ПАО «Газпром».

Предмет исследования – процесс разработки и управления проектом.

Целью данной работы является разработка и обоснование проекта по развитию ПАО «Газпром».

Задачи:

— изучить понятие и содержание проекта;

— рассмотреть методологию управления проектами;

— выделить показатели эффективности проекта по развитию предприятия;

— проанализировать результаты финансовой-хозяйственной деятельности ПАО «Газпром».;

— оценить эффективность применяемого подхода к управлению проектами ПАО «Газпром».              ;

— разработать направления по совершенствованию системы управления проектами в организации ПАО «Газпром».

В данной работе были использованы следующие работы в области исследования особенностей разработки и управления проектом: Артемьев Р.В., Афонин А. М., Балашов А.И., Рогова Е.М., Тихонова М.В., Виноградова С.А., Красильникова А.Ю., Миронов Р.А., Володин С.В., Гонтарева И.В., Емельянович А.А., Ехлаков Ю.П., Киселев А.А., Трубникова А.А., Корпачева В.А., Курьерова А.А., Лукина А.О., Мороз О.А., Островская В.Н., Попов Д.И., Прохорова М.П. и др.

Практическая значимость данного исследования состоит в разработке направлений по совершенствованию системы управления проектами в организации ПАО «Газпром».

Для раскрытия темы работы использовались принципы научного познания: логический, системный, диалектический, исторический и институциональный.

Структура работы представлена введением, двумя главами, заключением и списком использованных источников.

1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА НА ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КОМПАНИИ

1.1 Понятие и классификация проектов

Говоря об управлении проектами, как методе управления в экономическом пространстве, необходимо обозначить, что понимается под словом «проект». В узком понимании проект может зачастую трактоваться как документальный план-схема (например, здания, сооружения, инженерных сетей). Однако концепция проектного менеджмента трактует понятие «проект» более широко. В литературе не существует общепринятого определения понятия «проект».

В различных источниках можно найти разнообразные определения понятия «проект»; в целом, они не противоречат, а дополняют друг друга. Понятия систематизированы в таблице ниже (см. таблицу 1.1).

Таблица 1.1 — Подходы к определению понятия «проект»

 

Как видно из представленных определений, под проектом понимается некоторое действие (мероприятие), в то же самое время проект является и продуктом, который можно купить или продать.

К наиболее часто встречающимся характеристикам проекта, исходя из проведенного анализа трактовок понятия «проект», относятся:

— уникальность;

— временность (если проект рассматривается как процесс);

— ограниченность ресурсов;

— спланированность

Выделенные характеристики схематично отражены в Рисунке (см. рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 — Основные характеристики проекта 

Используя выделенные характеристики, было составлено авторское понятие. Проект – это уникальный комплекс мероприятий, ограниченный в ресурсах и во времени, обладающий четким планом и целью.

Рассмотрим проект как объект управления и выделим основные характеристики. Анализ представлен в таблице ниже (см. таблицу 1.2).

Таблица 1.2-Характеристики проекта как объекта управления

 

В современной экономике любой комплекс мероприятий, результатом которого должен стать конечный продукт (товар или услуга), в условиях ограниченных ресурсов и сроков может рассматриваться как проект, однако методология управления проектами является способом разумного достижения целей и реализации административных, экономических, промышленных, военных и других мероприятий.

Основным предметом изучения управления проектами как объекта являются процессы, функции, задачи, методы и средства управления. Широкое распространение проектного менеджмента является причиной множества подходов к трактовке понятия «проект», часть которых были рассмотрены в данном материале.

1.2 Критерии эффективности проекта

Для оценки эффективности инноваций рекомендуется применять целый комплекс показателей, которые можно поделить на группы, характеризующих эффективность каждого этапа инновационного процесса.

На основании анализа научных работ отечественных и зарубежных исследователей, посвященных данной проблеме, и используя системный подход при учете многогранности понятия «эффективность», многообразия инноваций в деятельности предприятий и их результатов, а также специфики инновационных проектов, выделены основные направления оценки их эффективности, представленные в таблице 1.3.

Таблица 1.3 — Основные направления оценки эффективности проектов

 

Современный подход к оценке инновационных проектов должен базироваться на следующих принципах:

⁻ мониторинг реализации инновационного проекта на протяжении всего его жизненного цикла;

⁻ моделирование денежных потоков инновационного проекта;

⁻ сбалансированность критериев сравнения различных инновационных проектов;

⁻ ориентация на максимальную отдачу и действенность полученного результата;

⁻ оценка временного фактора;

⁻ учет планируемых затрат и поступлений;

⁻ анализ существенных последствий реализации инновационного проекта;

 ⁻ оценка наличия ключевых участников инновационного проекта;

⁻ последовательность этапов оценки инновационного проекта;

⁻ учет влияния потребности в оборотном капитале на эффективность реализации инновационного проекта;

⁻ оценка воздействия инфляции и возможности применения нескольких валют, т. е. многовалютности;

⁻ количественный анализ влияния неопределенности и риска при реализации инновационного проекта¹¹.

Итак, существующие методы и подходы к оценке инновационных проектов заключаются в анализе экономических показателей, которые не всегда учитывают все имеющиеся факторы. Во многих зарубежных и отечественных научных исследованиях разработаны и предлагаются для использования в оценке эффективности инновационных проектов различные интегральные показатели.

В качестве метода оценки эффективности инновационных проектов применяют балльную систему. При этом проводят опрос экспертов или социологический опрос. Итоговая оценка по данному методу реализуется посредством перемножения весов рангов на вероятности достижения этих рангов и получения таким образом вероятностного веса критерия, который затем умножается на вес критерия; полученные данные по каждому критерию суммируются. Необходимо иметь ввиду, что при определении итогового значения бального показателя применялось субъективное мнение. Применение экспертного подхода позволяет оценить качественные стороны проекта, например, квалификацию персонала. Кроме того, экспертные методы позволяют перенести задачу сбора информации на профессиональный менеджмент, который в большей степени компетентен в данной отрасли¹².

Таким образом, проект представляет собой совокупность последовательно ориентированных во времени, целенаправленных, одноразовых, нерегулярно повторяющихся и комплексных действий (работ или мероприятий), которые ориентированы на достижение конечного результата при наличии ограниченного объема ресурсов и установленных сроков их начала и окончания.

Система проектного управления представляет собой совокупность процессов планирования, инициации, исполнения, мониторинга, завершения проекта. Если проект разделен на фазы, группы процессов взаимодействуют в рамках каждой фазы.

Управление стоимостью проекта — одна из главных подсистем управления проектом. Ресурсы выступают как обеспечивающие компоненты работ по проекту, включающие исполнителей, энергию, материалы, оборудование и т. д.

Бизнес-план проекта — основа определения во времени потребностей в ресурсах и определения возможности обеспечения ресурсами для заключения контрактов по закупкам ресурсов, планирования поставок ресурсов, а также основа распределения закупленных ресурсов по работам проекта.

1.3 Методология оценки влияния эффективности проекта на показатели деятельности компании

 

Эффективное управление проектами предполагает (Коскел и Хауэлл (2002 г.) и Мир и Пиннингтон (2014 г.)) реализацию трех основных концепций: жизненного цикла (комплексный непрерывный процесс движения от начала к завершению проекта через все стадии жизненного цикла), команды проекта (организационная система, способная выполнить все этапы проекта) и финансирования (соответствие финансо-вых затрат необходимым объемам работ по проекту на всех этапах жизненного цикла).

Важнейшими направлениями управления проектом являются: управление рисками, управление отклонениями и управление изменениями. Необходимым условием успешной реализации проектов является регулярный анализ: cроков (сопоставление фактических сроков исполнения операций проекта директивным значениям), стоимости (сопоставление фактической стоимости операций проекта директивным значениям), качества (мониторинг соответствия показателей проекта стандартам качества), подтверждения целей инвесторов и потребителей, ресурсов (сопоставления фактической загрузки, производительности и расхода).

Вальд и Ханиш (2011) разработали структуру, помогающую понять проект, проблемы управления в современных организациях, демонстрируя взаимозависимость: дизайн, контекст и цель. Время выполнения отдельных работ проектной топологии и всего проекта в целом являются важнейшими факторами, формирующими эффективность проектного управления.

Срок реализации, расход ресурсов и достижение целей проекта — это три основных момента проектного управления. Причем эффективность по срокам во многом определяет и остальные составляющие эффективности выполнения проекта. Если нарушаются сроки выполнения проекта, то как правило, расходуются дополнительные ресурсы и не достигаются требования по качеству результата

При профессиональном управлении проектами сроки выполнения находятся под самым пристальным вниманием руководителя. Для управления временными параметрами проектов и оценки вероятности достижения целей проекта в директивные сроки предложено достаточно много классических (метод критического пути, диаграммы Ганта, метод Перт) и современных алгоритмов.

В статье Yudha Andrian и Saputra EffiLatiffianti предложена модель, позволяющая представлять в формализованном виде связи между степенью достижения целей проекта, временем, стоимостью его выполнения и доступностью ресурсов в условиях неопределенности.

Процесс реализа ции проекта рассматривается как стохастический и для исследования используется метод Монте-Карло. Моделируется также проблема управления временными аспектами отклонений результатов проекта от запланированных.

В работе Цителадзе Д. Д. описана концепция системного подхода к управлению проектами, включающая системную структуризацию проблемы управления временем, ресурсами и стоимостью. В качестве инструментов моделирования процессов взаимодействия структурных элементов системы управления проектами рассматриваются методы теории функционального моделирования, теории игр и теории исследования операций.

В последнее время в стали развиваться гибкие технологии управления проектами. К данной группе технологий можно отнести: agile Modeling, agile unified Process, dsdM, feature driven development (fdd), scrum, lean software development

С позиции данных технологий выполнение проекта сопровождается изменениями в параметрах и в управлении им по мере изменений, уточнений, конкретизации требований. При использовании данных технологий инициация и общее планирование проводятся для всего проекта, а последующие этапы проводятся для отдельных подпроектов. Такой подход позволяет передавать результаты подпроектов (инкременты), быстрее, и, обеспечивает возможность внесения изменений в отдельные подпроекты, независимо от остальных частей проекта.

Сравнению традиционных и гибких методологий, выявлению их преимуществ и недостатков посвящена работа. Приведена статистика улучшений, полученных компаниями после внедрения гибких методологий в управление проектами, анализируется проблема оценки эффективности использования компаниями Agile.

В рамках данной работы делается попытка совместить классический метод сетевого планирования с использованием более гибких технологий, основанных на формировании системы контрольных точек и внесении частичных изменений в реализацию проекта. При сетевом планировании общий план реализации всего проекта представляется в виде сетевого графа, взвешенные дуги которого соответствуют работам (учитываются работы трех типов: реальный процесс функционирования, предусматривающий затраты ресурсов и времени, вес такой дуги равен времени выполнения рассматриваемого процесса; процесс ожидания, предусматривающий только затраты времени, вес дуги равен времени ожидания; фиктивный процесс, не требующий затрат времени и ресурсов, необходимый для формирования специфических связей между элементами проекта, вес дуги равен 0), а вершины событиям, связанным с промежуточными или конечными результатами выполнения одной или группы работ.

В качестве двух из вершин сетевого графика обязательно берутся события, отражающие начало (начальное событие) и окончание проекта (завершающее событие).

В сетевом графе каждый путь (используется классическое определение пути в графе) представляет собой ряд последовательно идущих работ и событий. Особое место занимают полные пути, идущие от начального до завершающего события. Полные пути могут иметь разную продолжительность во времени (продолжительность — сумма весов дуг, входящих в данный путь), выделяется критический путь — полный путь, имеющий наибольшую продолжительность. Оценка длины критического пути определяет наименьшую общую продолжительностью проекта. Следовательно, любая задержка выполнения работ, лежащих на критическом пути, повлечет увеличение длительности всего проекта.

Проекты, как правило, реализуются в условиях риска и неопределенности, они подвержены влиянию случайных факторов различной природы. К основным рискам проектов относятся: организационные, рыночные, кредитные, технологические, юридические.

Наступление каждого из перечисленных выше типов риска может привести к нарушению запланированных в соответствии с сетевым графом сроков реализации отдельных работ и проекта в целом. Для того, чтобы избежать неконтролируемого развития событий в рамках реализации проекта, когда потребуются колоссальные усилия, чтобы выполнить проект в директивные сроки, необходимо контролировать и корректировать процесс выполнения работ.

Проектный менеджмент обладает большим арсеналом подходов к реализации контроля и регулирования графика выполнения работ, но несмотря на это, при реализации современных во многом автоматизированных процедур проектного управления, интерес представляют научно обоснованные инструменты, представленные в виде моделей, методов, алгоритмов и программного обеспечения, способные моделировать текущую ситуацию в реализации проекта и разрабатывать конкретные корректирующие мероприятия, отвечающие определенным критериям эффективности. В данной работе предложен алгоритм управления временными параметрами проекта на основе системы контрольных точек.

 

2. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА АГПЗ НА ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ КОМПАНИИ ПАО «ГАЗПРОМ»

2.1 Организационно-экономическая характеристика компании ПАО «ГАЗПРОМ»

 

Публичное акционерное общество «Газпром» (ПАО «Газпром») — глобальная энергетическая компания, основными видами деятельности которой является:

— геологоразведка;

— добыча газа, газового конденсата и нефти;

— транспортировка газа, газового конденсата и нефти;

— хранение газа, газового конденсата и нефти;

— переработка газа, газового конденсата и нефти;

— реализация газа, газового конденсата и нефти;

— реализация газа в качестве моторного топлива;

— производство и сбыт газа, газового конденсата и нефти.

Миссия ПАО «Газпром» — «надежное, эффективное и сбалансированное обеспечение потребителей природным газом, другими видами энергоресурсов и продуктами их переработки» [25].

Основной целью деятельности ПАО «Газпром» является диверсификация рынка сбыта, использование научно-технического потенциала и обеспечение надежности поставок.

ПАО «Газпром» входит в тройку крупнейших производителей нефти. В России доля запаса природного аза ПАО «Газпром» составляет 71 %, за рубежом – 16%.

Структура корпоративного управления ПАО «Газпром» является линейной, представлена на рисунке 2.1. Главный орган управления – общее собрание акционеров.

Рисунок 2.1 — Структура корпоративного управления ПАО «Газпром»

Численность персонала ПАО «Газпром» на 31.12.2022 г. составила 26579 человек. Анализ бухгалтерского баланса ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Анализ бухгалтерского баланса ПАО «Газпром» за 2020-2021 гг. в млн. руб.

 

В результате проведения анализа бухгалтерского баланса ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. выявлено, что увеличились внеоборотные активы на 1392211 млн. руб. или 12,54 % в большей степени за счет роста основных средств, финансовых вложений и прочих внеоборотных активов.

Динамика изменения показателей бухгалтерского баланса ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. представлена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 — Динамика изменения показателей бухгалтерского баланса ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. в млн. руб.

 

Оборотные активы ПАО «Газпром» в структуре активов составляют наименьшую долю и за период исследования увеличились на 128951 млн. руб. или 3,91 % в большей степени за счет роста запасов.

За 2020-2022 гг. возросли капитал и резерва ПАО «Газпром» на 1002461 млн. руб. или 9,7 % за счет роста нераспределенной прибыли, увеличились долгосрочные и краткосрочные обязательства на 466362 млн. руб. и 52340 млн. руб. или 22,9 % и 2,58 % соответственно.

В результате изменения показателей баланс ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. увеличился на 1521162 млн. руб. или 10,57 %, динамика изменения представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 – Динамика изменения баланса ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. в млн. руб.

Таким образом, ПАО «Газпром» входит в тройку крупнейших производителей нефти. По данным бухгалтерского баланса выявлено, что компания ведет эффективную финансово-хозяйственную деятельность.

Анализ рентабельности ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. представлен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Анализ рентабельности ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. в млн. руб.

 

В результате проведения анализа рентабельности ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. выявлено, что рентабельность активов возросла 0,07 %, в 2022 г. величина чистой прибыли на каждый рубль совокупных активов составила 0,08 рублей.

Динамика изменения рентабельности ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. представлена на рисунке 2.4

Рисунок 2.4 — Динамика изменения рентабельности ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. в %

За период исследования увеличилась рентабельность собственного капитала на 0,05 %, в 2022 г. величина чистой прибыли на каждый рубль собственного капитала составила 0,06 %.

За 2020-2022 гг. рентабельность продаж ПАО «Газпром» взросла на 0,21 %, в 2022 г. величина чистой прибыли на каждый рубль продаж составила 0,24 %.

Таким образом, в ходе проведения анализа формирования прибыли ПАО «Газпром» за 2020-2022 гг. выявлено, что возросла чистая прибыль. Наиболшую долю в структуре собственного капитала составляет нераспределенная прибыль, которая за период исследования увеличилась. Показатели рентабельности компании за 2020-2022 гг. возросли, что отражает эффективность финансово-хозяйственной деятельности.

2.2 Анализ эффективности проекта АГПЗ

 

Амурский газоперерабатывающий завод построен в Дальневосточном Федеральном округе РФ, в Свободненском районе Амурской области (Рис. 2.5). Это будет крупнейшее в России и одно из крупнейших газоперерабатывающих предприятий в мире. Проектная мощность предприятия составит до 42 млрд. куб. м в год.

Рисунок 2.5 — Месторасположение Амурского ГПЗ

 

Амурский ГПЗ необходим для подготовки многокомпонентного газа, поступающего по газопроводу «Сила Сибири» с Якутского и Иркутского центров газодобычи, создаваемых ПАО «Газпром» в рамках реализации Восточной газовой программы. В настоящем отчете по Определению объемов работ речь идет только об Амурском ГПЗ и не затрагиваются вопросы, связанные с газовыми месторождениями и газопроводной системой «Сила Сибири».

Товарной продукцией Амурского ГПЗ является товарный газ, этановая, пропановая, бутановая и пентан-гексановая фракция, а также гелий. Производимый этан в объеме 1,875 млн. т/год будет использоваться компанией ПАО «СИБУР Холдинг» для получения полиэтилена на ближайшем предприятии по переработке углеводородного сырья. Очищенный метан будет экспортироваться в Китай. В состав Амурского ГПЗ будет входить также крупнейший в мире комплекс по производству гелия производительностью до 60 млн. куб. м в год. Амурский ГПЗ будет работать по принципу переработки давальческого сырья совместно с компанией «Газпром Экспорт», которая будет осуществлять все маркетинговые операции с его продукцией.

ООО «Газпром Переработка» и АО «Газпром Газораспределение» основали специализированную компанию для реализации проекта Амурского ГПЗ — ООО «Газпром Переработка Благовещенск» (ГППБ). ГППБ и АО «НИПИ Газпереработка» (НИПИ ГАЗ входит в состав Группы СИБУР) согласовали создание партнерства для проектирования, координирования поставок оборудования и материалов, а также для руководства строительством Амурского ГПЗ. НИПИГАЗ выступает в роли генерального подрядчика, отвечающего за реализацию Проекта.

Здесь будут получают несколько видов продукции с высокой рыночной стоимостью (таблица 2.3):

Таблица 2.3 — Продукты, получаемые при сепарации газа (на 2026 год)

 

Организационная структура Проекта строительства АмГПЗ представлена на рисунке 2.6.

ГППБ была создана ООО «Газпром переработка» и АО «Газпром газораспределение» специально для реализации Проекта АмГПЗ. НИПИГАЗ выступает от имени ГППБ в качестве генерального подрядчика, ответственного за проектирование и АмГПЗ.

Рисунок 2.6 — Организационная структура Амурского ГПЗ

Проект АмГПЗ включает в себя шесть технологических ниток, каждая из которых способна перерабатывать 7 млрд. м³ природного газа в год (рисунок 5.5). Еще один участок площадки завода зарезервирован для 7-ой и 8-ой ниток на случай, если возникнет потребность в увеличении экспорта газа в Китай до 42 млрд. м³ в год. Технологические нитки работают автономно, но они все необходимы для обеспечения объемов и свойств экспортируемого газа в соответствии с условиями Договора купли-продажи газа. Упрощенная технологическая схема переработки газа представлена на рисунке 5.6.

Таблица 2.4 — Основные компоненты газоперерабатывающего завода

 

 

Рисунок 2.7- Технологическая схема газопереработки

Все технологические нитки спроектированы идентичными, поэтому приведенное ниже описание относится к любой из них

На входе АмГПЗ производится учет объема поступающего газа, который подается на установки очистки и осушки газа; осушка ведется с помощью цеолитового адсорбента. Использованный адсорбент подвергается регенерации и используется повторно.

Газ после осушки подвергается дальнейшей очистке от примесей ртути и метанола с помощью адсорбента и проходит обработку на криогенной установке для выделения этана и ШФЛУ, удаления азота и производства азотно-гелиевого концентрата. Сепарация газа осуществляется за счет криогенных температур, создаваемых при расширении газа в турбинных расширителях, а также с помощью тепловых насосов.

Продуктами сепарации газа на данной стадии являются метан, углеводороды С₂+В и газовые фракции гелия / азота. Эти фракции проходят дальнейшую переработку на этой же установке:

— Метановая фракция компримируется на дожимной компрессорной станции; производится учет количества компримированного метана, который затем подается в экспортный газопровод.

— Фракция азота/гелия поступает на установку очистки гелия, сжижения и разлива, в которой при криогенных температурах происходит разделение азота и гелия. Азот подается в систему управления азотом и избыток азота сбрасывается в атмосферу. Сжиженный гелий доставляется потребителям в специально сконструированных емкостях автотранспортом или по железной дороге.

— Фракция C₂+B разделяется на ШФЛУ и этановую фракцию:

Фракция ШФЛУ очищается от примесей меркаптана с помощью цеолитового адсорбента и направляется в газофракционирующую установку; при необходимости ШФЛУ можно реализовывать как товарный продукт.

Этановая фракция подается на завод глубокой переработки углеводородов (на начальной стадии этанол будет подаваться в экспортный трубопровод, пока не будет введен в эксплуатацию завод глубокой переработки).

Фракция ШФЛУ проходит дальнейшее разделение на установке газофракционирования с разделением на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции. Эти фракции загружаются в специальные емкости и реализуются в качестве товарной продукции.

2.3 Оценка степени влияния эффективности проекта АГПЗ на показатели деятельности ПАО «ГАЗПРОМ»

 Вложение капитальных инвестиций в Амурский ГПЗ на общую сумму 1.35 трлн руб. (включая НДС),) (рисунок 2.8). Газпром привлек проектное финансирование в объеме €11.4 млрд от 22 российских и международных банков сроком на 17 лет. две из шести линий мощностью переработки 14 млрд куб. м в год уже эксплуатируются, а на полную мощность ГПЗ выйдет к 2025. Объем выручки Амурского ГПЗ после выхода на полную мощность на уровне $1.4-1.6 млрд в год.

 

Рисунок 2.8 — Вложение капитальных инвестиций в Амурский ГПЗ

 В долгосрочной перспективе компания ставит целью увеличить объемы переработки газа в 2.6 раза по сравнению с 2022 до 142 млрд куб. м производство этана – в 18 раз до 7.2 млн т в год, СУГ – в 3.6 раза до 4.65 млн т в год и гелия – в 15 раз до 60 млн куб. м. Основные проекты компании включают Амурский ГПЗ и ГПЗ в Усть-Луге (выход которого на проектную мощность в 45 млрд куб. м намечен на 2024). Мы предполагаем, что $20 млрд из этого объема будут направлены на развитие ГПЗ в Усть-Луге. Что касается китайского рынка, Газпром и приглашенные эксперты подтвердили свой прогноз спроса на уровне 575 млрд куб. м в 2030 в рамках базового сценария (+75% по сравнению с 2020), более половины спроса предполагается удовлетворять за счет импорта (300 млрд куб. м), что открывает возможности для новых контрактов и спотовых продаж в объеме до 111 млрд куб. м. Планируемый уровень производства при выходе на полную мощность представлен на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 — Планируемый уровень производства при выходе на полную мощность

Привлечение таких масштабных объемов финансирования, как для Амурского ГПЗ, от международных банков становится возможным благодаря значительной поддержке кредитных агентств, которые, в свою очередь, обеспечивают интересы своих национальных компаний — поставщиков оборудования и услуг. Это является стандартным подходом в международных сделках проектного финансирования. В случае Амурского ГПЗ поддержку со стороны экспортно-кредитных агентств EulerHermes и SACE, которые первыми начали кредитный анализ и инициировали переговоры, обусловило участие в реализации проекта немецкой компании Linde AG и итальянской Tecnimont S.P.A.

Индикативные условия, согласованные в рамках переговоров с EulerHermes, SACE и ЭКСАР, позволили получить обязывающие предложения от коммерческих банков на сумму, в 2,5 раза превосходящую потребности проекта. При этом значительный объем переподписки был достигнут среди всех групп потенциальных кредиторов: международных банков преимущественно из стран Западной Европы, китайских и российских банков.

Тенденцией последних лет является активизация в России китайских банков, которые стали рассматриваться российским рынком как новый источник привлечения не только корпоративного, но и проектного финансирования. Однако общение с банками КНР показывало, что для их участия в каждом отдельном проекте важна форма и размер «китайской» составляющей в нем: наличие китайского спонсора, поставки продукции проекта на китайский рынок, участие китайских подрядчиков. И в этой ситуации технологическая связь с газопроводом «Сила Сибири» и обеспечением китайского рынка природным газом стала ключевой отличительной особенностью проекта Амурского ГПЗ. Именно стратегическая важность проекта как звена технологической цепочки поставки природного газа, востребованного на китайском рынке, явилась основополагающим фактором.

Еще одним важным фактором укрепления российско-китайских торговых отношений стало широкое участие китайских подрядчиков в строительстве Амурского ГПЗ. Совокупная стоимость контрактов с китайскими подрядчиками оценивается в сумму, эквивалентную $5 млрд. И несмотря на то что договор «Газпрома» и CNPC о поставках газа в Китай не был включен в периметр проекта для кредиторов, в том числе китайских банков, рассматривающих участие в сделке по Амурскому ГПЗ, факт того, что данный контракт важен для обоих государств, добавлял комфорта при рассмотрении коммерческих условий финансирования.

3. РАЗРАБОТКА ПУТЕЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТОВ ПАО «ГАЗПРОМ»

3.1 Разработка направлений повышения эффективности проектов компании

 

Несмотря на выполнение производственных планов и задач, рентабельность основной деятельности в 2020-2021 годах находилась под давлением из-за снижения мировых цен на нефть.

Также, несмотря на стабильные объемы добычи нефти происходит падение прибыли от продаж из-за снижения мировых цен на углеводороды, из-за обострения конкуренции на мировом рынке нефти, поскольку страны ОПЕК сохраняют добычу выше установленной квоты, а уровень добычи в США остается очень высоким, несмотря на сокращение количества буровых установок. Профицит нефти на мировом рынке составляет около 2 млн баррелей в день. При этом в ближайшей перспективе ситуация вряд ли станет менее напряженной.

Анализируя сложную нынешнюю ситуацию на внешнем и на внутреннем рынке резервы для увеличения прибыли и повышения рентабельности для ПАО Газпром-нефть» все же есть и их можно разить на 2 группы.

Первая группа — это увеличение объема производства и реализации выпускаемой продукции (работ, услуг), за счет увеличения прибыли и новых инвестиций.

Из данных взятых из отчета о финансовых операционных результатах ПАО «Газпром-нефть» можно наблюдать рост инвестиций на рисунке 3.1 представлены основные направления инвестирования за 2020-2021 года [25].

Рисунок 3.1- Инвестиции 2020-2021 г. в млн.руб.

В 2021 году произошел рост капитальных вложений на 29% год к году по МСФО.

Рисунок 3.1- Инвестиции 2020-2021 г. в млн.руб.

В 2021 году произошел рост капитальных вложений на 29% год к году по МСФО. В 2021 году произошло снижение инвестиций в зрелые месторождения на 2% год к году (скорректировано на Приобское месторождение). Рост капитальных вложений в новые проекты (скорректировано на Приобское месторождение) на 63% год к году обусловлен активным развитием Новопортовского месторождения, зарубежных проектов и консолидацией Приразломного месторождения. Капитальные вложения в переработку выросли на 47% за счет активной реализации программы модернизации на ОНПЗ и МНПЗ. Снижение инвестиций в маркетинг на 37% год к году обусловлено завершением программы ребрендинга и строительства инфраструктуры для премиальных каналов сбыта, а активная разработка проекта Мессояха привела к росту капитальных затрат в новые проекты на 57% год к году.

Можно сделать вывод о том, что происходит рост инвестиций в новые месторождения, но вкладывая инвестиции в новые месторождения, привлечение инвестиций в старые месторождения падает, хотя в нынешней ситуации повышать эффективность старых месторождений сейчас оптимальное решение. Тем более, что используются новейшие технологи для повышения дебита на старых месторождениях такие как 5-стадийный ГРП и 18- стадийный ГРП.

Ввод в эксплуатацию новых скважин приведет к увеличению добычи нефти, что в нынешней экономическо-политической ситуации не так целесообразно. Сегодня на внешнем рынке, как уже освещалось в первой главе существует огромной профицит нефти, по этой причине страны ОПЕК обязались контролировать экспорт нефтепродуктов на внешний рынок. Ведущие российские нефтедобывающие компании подтвердили намерение не расширять добычу. Поэтому вкладывать инвестиции в развитие новых месторождений это правильно в перспективе, но опять же, в сложившейся экономической ситуации оптимальнее было- бы повысить эффективность добычи на старых месторождениях с помощью ГРП, а также второй группы резервов, и направить инвестиции туда, не только с целью наращивания дебита, но и с целью сокращения издержек, снижения себестоимости продукции за счет мероприятий, которые представлены ниже.

Вторая группа повышения эффективности это — снижение себестоимости выпускаемой продукции (работ, услуг). За счет чего же это происходит. На рисунке 3.2 показаны основные направления, которые помогут снизить себестоимость продукции.

Рисунок 3.2 — Экономические факторы снижения себестоимости продукции

За счет внедрения некоторых, более совершенных методов производства, поиск более выгодных поставщиков, оценивая их удаленность или приближенность к предприятию, наличие качественного оборудования для хранения и транспортировки материалов, цены на их услуги, добросовестность и другое, так же способны снизить себестоимость. Конечно, данные нововведения повлекут за собой увеличение издержек, но в конечном итоге окупятся, и будут приносить реальную прибыль.

Что касается внедрения более совершенных методов производства. «Газпром нефть» в 2021 году впервые в российской нефтегазовой отрасли провела на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (разрабатывает «Газпром нефть Оренбург») многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП)*, совмещенный с использованием специального компонента — так называемого «самоотклоняющегося кислотного состава».

Всего было выполнено 5 стадий ГРП, а полученный за счет внедрения новой технологии на скважинах дебит на 50% превысил плановые показатели [26].

Так же «Газпромнефть-Хантос» (дочерняя компания «Газпром нефти») впервые провел 18-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП) на Южно-Приобском месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе. В Группе компаний «Газпром нефть» такая операция проведена впервые. До сих пор максимальным значением было 15 стадий ГРП в одном стволе горизонтальной скважины, проведенное в декабре 2015 года также на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса». Увеличивать количество операций удается благодаря применению «бесшаровой» технологии закачивания и стимуляции.

При глубине скважины около 4 км длина горизонтального участка составила 920 метров, ожидаемый эксплуатационный потенциал составляет не менее 80 тонн нефти в сутки, что на 15% превышает показатели добычи нефти после проведения гидроразрыва с меньшим количеством стадий. Особенностью примененной компоновки горизонтального участка скважины является возможность выполнять работы по интенсификации притока в процессе всего периода эксплуатации. Применение многостадийного ГРП дает возможность не только увеличить дебит скважины, но и в перспективе приведет к увеличению доли разрабатываемых трудноизвлекаемых запасов за счет подбора оптимального способа разработки краевых участков месторождения.

В 2021 году «Газпромнефть-Хантос» ввел в эксплуатацию 373 скважины, из которых 52 являются горизонтальными с применением многостадийных ГРП.

«В рамках утвержденной Технологической стратегии «Газпром нефть» ведет непрерывный поиск инновационных решений для создания точек долгосрочного развития. Работа с трудноизвлекаемыми запасами нефти позволяет компании совершенствовать технологии, повышающие нефтеотдачу, вовлекать в разработку запасы, освоение которых ранее было нерентабельным.

Что касается лучшего использования оборудования. В последние годы приоритетами «Газпром нефти» в области нефтепереработки являются повышение операционной эффективности и реализация проектов модернизации перерабатывающих активов.

«Газпром нефть» стремится создать безопасное, экологически чистое, высокотехнологичное производство. Результатом стал досрочный переход на производство бензинов и дизельных топлив 5-го класса: сделано было это на два года раньше сроков, установленных техническим регламентом.

Повышение эффективности НПЗ — это программа повышения глубины переработки нефти и увеличения объемов производства светлых нефтепродуктов. Общий объем инвестиций с учетом проектов, которые будут направлены на решение экологических задач, повышение энергоэффективности и надежности работы заводов, а также проектов глубокой переработки и реконструкции действующих мощностей, составит к 2025 году до 500 млрд руб. Реализация планов позволит достичь на российских НПЗ компании к этому времени глубины переработки на уровне 95%.

Актуальным остается вопрос импортозамещения. Качество катализаторов, которые производятся на Омском НПЗ, каталитического крекинга уже вполне соответствует мировому уровню, а по некоторым показателям российские катализаторы даже превышают зарубежные аналоги [28].

Министерство энергетики РФ присвоило проекту «Газпром нефти» «Катализаторы глубокой переработки нефтяного сырья на основе оксида алюминия» статус национального проекта.

Масштабный проект «Газпром нефти» по развитию катализаторного производства на Омском НПЗ предполагает создание современного высокотехнологичного комплекса для производства отечественных катализаторов каталитического крекинга и катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга (на сегодняшний день не выпускаются в России). Это катализаторы для ключевых процессов вторичной переработки нефти, которые обеспечивают производство моторных топлив стандарта «Евро-5».

Мощность действующего катализаторного производства ОНПЗ позволяет выпускать порядка 3 тыс. т продукции в год. Проект «Газпром нефти», рассчитанный до 2024 года, предполагает создание новейшего производства катализаторов гидрогенизационных процессов мощностью 6 тыс. т/год и катализаторов каткрекинга годовой мощностью 15 тыс. т/год. Таким образом, совокупная мощность катализаторного производства на Омском НПЗ составит 21 тыс. т, что позволит полностью обеспечить потребности российской нефтеперерабатывающей отрасли в катализаторах каталитического крекинга и гидрогенизационных процессов. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) катализаторного проекта «Газпром нефти» разработано проектным институтом «ВНИПИнефть» (Москва). В соответствии с ТЭО, инвестиции в проект составят более 15 млрд руб.

Разработка инновационных технологий производства катализаторов ведется «Газпром нефтью» в сотрудничестве с ведущими российскими научно-исследовательскими центрами в области каталитических процессов. В частности, партнером компании по реализации национального проекта выступает Институт катализа имени Г.К. Борескова СО РАН (Новосибирск), который разрабатывает технологию производства катализаторов гидрогенизационных процессов. Институт проблем переработки углеводородов СО РАН (Омск) совместно с компанией ведет работу по созданию новых и совершенствованию существующих технологий производства катализаторов каткрекинга [29, 30].

Что касается сокращения административно-управленческих и других расходов.

Компания активно использует инновации в области построения и управления бизнес-процессами. К ключевым проектам в этом направлении относится комплексная программа «Электронная разработка активов» (проект «ЭРА»).

Выбранная система управления и контроля позволит автоматизировать ключевые бизнес-процессы компании, унифицировать и систематизировать источники информации, формировать качественную аналитическую отчетность, достигать максимального уровня добычи нефти.

Передовые техники и технологии активно внедряются в производство, так как «Газпром нефть» с большим интересом и надеждой финансирует НИОКР: компания вкладывается в отечественную науку и пользуемся результатами научных исследований и прикладных разработок.

Одно из направлений — производство масел и смазочных материалов. Начав с ассортимента в 70 наименований масел, их выпуск был доведен до 500 наименований. В течение сложного 2021 года продажи высокотехнологичного масла под брендом G-Energy увеличились почти на 60%. Более того, запущено два проекта по производству базовых масел следующего поколения в Ярославле и на Омском заводе. Это позволит самостоятельно получать базовые компоненты и не зависеть от импорта, а также, возможно, экспортировать высокотехнологичную базу для производства масел.

Еще одна инновация — игольчатый кокс, пилотная партия которого уже произведена на Омском НПЗ. Этот продукт используется для производства крупногабаритных и чистейших электродов — и в металлургии, и в атомной промышленности. До этого его не производили ни в России, ни в СССР.

Большое внимание уделяется инновационным видам битумной продукции, в том числе полимерно-битумным вяжущим и битумным мастикам, развивается проект по выпуску модифицированного битума под брендом G-WayStyrelf. Это инновационные битумные материалы, которые позволяют увеличить срок эксплуатации дорожных покрытий в два раза.

Только на объектах компании в России, да и во всей Восточной Европе, проходят международные тренинги Ассоциацией воздушного транспорта «ИАТА». Газпром владеет самыми современными топливозаправочными комплексами [28], [31].

Оптимизация операционных затрат — одно из важнейших направлений повышения эффективности производства. Однако у этого процесса не бывает общих универсальных правил и подходов, что еще раз доказали в »Газпромнефть-Аэро», в соответствии со спецификой своего бизнеса применившие не самый распространенный инструмент оптимизации — инсорсинг.

Собственная сбытовая сеть «Газпромнефть-Аэро» сегодня насчитывает 40 топливозаправочных комплексов в России и Киргизии, в том числе на аэродромах в труднодоступной местности. В ряде регионов компания столкнулась с полным отсутствием у подрядчиков технических возможностей для качественного обслуживания современного топливозаправочного оборудования.

Первый проект по оптимизации операционных расходов стартовал в «Газпромнефть-Аэро» в 2012 году. На базе производственного блока была сформирована собственная метрологическая служба, которая выполняет поверку и регулировку счетчиков нефтепродуктов на всех предприятиях компании. Речь идет более чем о 700 единицах измерительного оборудования.

Формирование собственной метрологической службы позволило компании в первую очередь выстроить оптимальный график проведения поверок. В некоторых регионах действует лишь по одной аккредитованной организации, и их загрузка далеко не всегда позволяла своевременно провести необходимые работы. От региона к региону также существенно различались качество услуг сторонних организаций и цены на них. Например, стоимость поверки одного счетчика варьировалась от 3 до 19 тыс. руб.

В результате создания в «Газпромнефть-Аэро» с собственной метрологической службы компании удалось сократить объем ежегодных затрат на поверку счетчиков на 85% (2,3 млн руб.), при этом получив гарантированную стабильность качества работ. Существенного экономического эффекта (снижения расходов на 54% в год) «Газпромнефть-Аэро» удалось достичь и благодаря переходу к самостоятельному техобслуживанию аэродромных топливозаправщиков (ТЗА). В 2015 году проект стартовал в 27 филиалах компании.

Авиатопливный оператор «Газпром нефти» — один из крупнейших в стране эксплуатантов ТЗА нового поколения, сконструированных на базе шасси Volvo.

Новая техника с еще не истекшим сроком гарантийного обслуживания, как и требует производитель, проходит ТО у официальных дилеров Volvo. Однако с каждым годом все больше машин выходит из разряда гарантийных. Освоение техобслуживания топливозаправщиков — пока самый эффективный оптимизационный проект

Для реализации программы на базе четырех предприятий компании созданы логистические центры, за которыми по принципу регионального деления закреплены все остальные филиалы. Техническое обслуживание топливозаправщиков в каждой группе предприятий проводит один специалист, прошедший обучение у официального дилера Volvo Trucks.

Экономическая эффективность проекта складывается из нескольких составляющих: централизованной закупки оригинальных расходных материалов и запчастей, привлечения минимального количества специалистов для проведения ТО, оптимального графика выполнения работ.

Партнером проекта выступает компания «Газпромнефть — смазочные материалы», которая осуществляет прямую централизованную поставку логистическим центрам масел и спецжидкостей собственного производства. Это позволило на 20% сократить затраты «Газпромнефть-Аэро» на расходные материалы и повысить контроль качества материалов, которые используются при проведении ТО. Закупка оригинальных запчастей также проводится напрямую у производителя — компании Volvo. Кроме того, одним из важных результатов проекта стало сокращение времени простоя ТЗА. Полное техобслуживание автомобиля теперь занимает не более шести часов, при этом график проведения ТО формируется в зависимости от производственной загруженности предприятия.

Общий экономический эффект от проекта в 2021 году превысил 2,6 млн. руб. В текущем году компания планирует расширить количество предприятий, задействованных в проектах и оптимизировать расходы на обслуживание ТЗА Volvo до 75%.

В 2023 году «Газпромнефть-Аэро» планирует реализовать еще несколько проектов в рамках программы оптимизации операционных расходов: осуществить перевод служебного автотранспорта на газомоторное топливо, проводить самостоятельную градуировку технологических трубопроводов. А одним из самых востребованных проектов станет открытие медицинских кабинетов на базе предприятий для проведения обязательного предсменного и послесменного медицинского осмотра производственного персонала [32].

Одной из важных направление уменьшения издержек производства являются перевозки. Учитывая большие объемы нефтепродуктов, которые «Газпром нефть» перевозит по железной дороге, а также то, что основной объем грузов отправляется как раз в адрес определенных крупных станций, льготная программа железнодорожников вполне соответствует интересам компании. Однако до 2018 года этот инструмент сокращения транспортных затрат использовался не системно — приоритетом были скорее интересы НПЗ и сбытовых подразделений. Например, количество отправок по одной цистерне и маршрутами было в 2018 году примерно равным (14 и 15% соответственно), а основная доля отгрузок приходилась на партии от 6 до 20 цистерн (37%). Сегодня статистика другая: количество отправок, за которые можно получить максимальную скидку «РЖД», значительно выросло (до 45%), а доля отправок по одной цистерне сократилась до 3%. Заметно меньше стало и средних партий (13%). В настоящий момент при наличии объемов, достаточных для формирования маршрутов, 100% темных нефтепродуктов с Московского и Омского НПЗ отгружаются партиями от 60 цистерн. За счет такого изменения баланса с 2018 по 2022 год удалось добиться сокращения транспортных издержек на 6,4 млрд. руб. [33].

При грамотной составленной схеме отгрузок можно добиться значительного сокращения затрат.

Экономический эффект, полученный Московским нефтеперерабатывающим заводом «Газпром нефти» в 2021 году в результате выполнения программы повышения производственной эффективности (ППЭ), составил 2 миллиарда рублей, эффект от программы в 2018-2022 годах составил 9,8 миллиарда рублей, говорится в сообщении завода.

Благодаря реализации программы возросла энергоэффективность предприятия, в том числе за счет перехода на использование газового топлива. Проведены мероприятия по оптимизации системы теплофикации, модернизирована осветительная система, на производственных объектах установлены современные экономичные приводы, указывается в сообщении. Всего в 2021 году реализовано 27 мероприятий на 17 объектах завода, в результате чего индекс энергоемкости МНПЗ (EII) был снижен на 8 п.п.

Кроме того, ввод новых мощностей, модернизация действующих и реализация программы ППЭ, позволили предприятию в 2011-2015 годах уменьшить эмиссию вредных веществ в атмосферу на 36%, и на 50% снизить общее воздействие на окружающую среду. В рамках программы ППЭ в 2018-2021 годах выполнено свыше 200 мероприятий, в том числе для более рационального и бережного использования ресурсов. Общий экономический эффект от реализации этих мер составил 9,8 миллиарда рублей.

По итогам 2021 года МНПЗ переработал 11 миллионов тонн нефти, что на 2,2% превышает результат 2014 года, при этом объем производства высокооктановых бензинов увеличился на 19,9% — до 2,6 миллиона тонн [34].

Долгосрочная стратегия развития «Газпром нефти» подразумевает ежегодное наращивание добычи углеводородов за счет новых активов. Это означает, что столь существенная часть операционных затрат, как расходы на электроэнергию, будет постоянно расти. С другой стороны, компании принадлежит ряд месторождений в поздней стадии разработки. Для них остро стоит вопрос рентабельности, увеличивать которую можно в том числе за счет снижения энергозатрат. Найти точку максимальной энергоэффективности всех добывающих активов компании — задача, которая стоит перед энергетиками блока разведки и добычи.

Процесс добычи нефти можно разделить на несколько составляющих, значительно различающихся по энергозатратам, они показаны на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3- Энергозатраты в нефтегазовой отрасли

Самая энергоемкая часть — подъем жидкости. В минувшем 2015 году на него приходилось 62% всех расходов электроэнергии в добыче. Соответственно, здесь же можно получить наибольшую экономию, в частности за счет обновления парка погружных насосных установок.

Такая работа ведется в компании уже несколько лет. Устаревшие установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) заменяются на новые с повышенным КПД (его увеличение может достигать 8%), а обычные асинхронные погружные электродвигатели — на вентильные, с меньшей потребляемой мощностью и коэффициентом полезного действия, увеличенным с 83 до 91%. «Внедрение погружного оборудования с повышенным КПД в 2020 году позволило сэкономить компании порядка 17 млн кВт/ч, — рассказал начальник управления энергоэффективности и энергосбережения «Газпром нефти». — Это 11% от всей сэкономленной электроэнергии. Конечно, такое оборудование стоит дороже, но для большинства скважин его использование оказывается оправданным».

Еще более значительную экономию дает правильный подбор погружного насосного оборудования и оптимизация режимов его работы. Проблема заключается в том, что при уменьшении дебита скважины оборудование оказывается недогруженным и работает со сниженным коэффициентом полезного действия. Исправить ситуацию помогает применение частотно-регулируемого привода (ЧРП), обеспечивающего плавное снижение мощности насосов пропорционально имеющемуся дебиту. Другой вариант — режим периодической эксплуатации, когда установка временно выключается, чтобы накопить в скважине уровень жидкости, необходимый для работы оборудования в оптимальном режиме. Также важна своевременная замена насосных установок на менее мощные, соответствующие текущему дебиту скважин. Экономия от оптимизации работы УЭЦН по всем добывающим предприятиям «Газпром нефти» в 2014 году составила 49 млн кВт/ч. Это наибольший вклад в энергоэффективность в добыче за счет технологических решений. Структура программы энергосбережения представлена на рисунке 3.4.

Аналогичная оптимизация проводится и на объектах наземной инфраструктуры — дожимных и кустовых насосных станциях (ДНС и КНС). До последнего времени экономить здесь удавалось за счет подбора оборудования с наилучшими расходно-напорными характеристиками и оптимального режима эксплуатации. Однако в 2018 году энергетики «Газпромнефть-Муравленко» предложили использовать на некоторых насосах дожимных станций низковольтные частотные преобразователи, обычно применяемые на УЭЦН в механизированной добыче. Это рацпредложение позволило вывести работу наземного насосного оборудования на оптимальный режим, повысить КПД и существенно снизить удельный расход электроэнергии. Причем такой способ не потребовал дополнительных вложений, так как использовались уже имеющиеся в наличии частотно-регулируемые приводы.

Рисунок 3.4 — Структура программы энергосбережения

 

Что касается мощных высоковольтных приводов для наземных насосов, то частотная регулировка для них не применялась из-за дороговизны таких преобразователей. Тем не менее в минувшем году на Спорышевском месторождении «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» было решено провести опытно-промышленные испытания новейшего образца высоковольтного ЧРП за счет производителя. Если испытания докажут эффективность и окупаемость этого оборудования, то будет решаться вопрос о его плановом внедрении на добывающих предприятиях компании.

Процесс поддержания пластового давления занимает второе место в структуре энергопотребления — на него приходится около 30% электроэнергии, 6% идет на подготовку и транспортировку нефти. Поэтому применение энергосберегающих технологий на наземной инфраструктуре позволяет сэкономить немало средств. В частности, в 2014 году оптимизация работы наземных насосных агрегатов сохранила для бюджета компании около 80 миллионов рублей» [35].

В своей работе свое внимание я обратила на применение технологий частотного преобразователя, как наиболее эффективный метод снижения энергозатрат. Применение системы ТЧП позволяет значительно сократить потребление электроэнергии, а также расход воды в нагнетательных скважинах.

Примененная технология рассматривалась компанией АО «Ансальдо-ВЭИ», которая занимается установкой электросберегающего оборудования для ОАО «Ноябрьскнефтегаз» [36].

Принцип экономии электроэнергии заключается в следущем. В обычном варианте (без применения частотных преобразователей ТПЧ) насос получает питание непосредственно от электросети. Уменьшение расхода перекачиваемой жидкости, осуществляется методом дросселирования (изменения угла положения заслонок). При этом насос постоянно работает в режиме потребления номинальной мощности. При дросселирование энергия потока вещества, сдерживаемого заслонкой, просто теряется, не совершая никакой полезной работы. Такая система экономически неэффективна, так как приводит к чрезмерному расходу электроэнергии.

В случае применения частотного преобразователя, появляется возможность плавного управления скоростью вращения электропривода насоса, а значит, и обеспечения расхода перекачиваемой жидкости, не превышающего заданного значения. Используя датчики расхода и давления, ТЧП будет обеспечивать необходимый расход перекачиваемой жидкости. Снижение расхода приведет к уменьшению мощности, потребляемой насосным агрегатом. При применение частотного привода в насосных установках реально снижение среднего расхода воды на 12-14%, а расход электроэнергии на 30-40%.

Насосы типа ЦНС-240/1900 2ТМ применяются для перекачки технологической жидкости плотностью 1013 кг/м³ в общий коллектор на КНС ОАО «Газпромнефть-ННГ». В настоящее время на всех КНС применяются нерегулируемый синхронных электропривод типа СТД-1600. Прямой пуск приводит к значительным перегрузкам на электродвигателях из-за больших и продолжительных пусковых токов. Насос ЦНС- 240/1900 представлен на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 — Насос УНС-240/1900

Графики зависимости напора (Н, м. вод. столб.), потребляемой мощности (P, кВт) и КПД (η) насоса от производительности (Q, м³/час), полученные при испытаниях насоса типа ЦНС-240/1900 2ТМ приведены на рисунке 3.7-3.9.

Зависимости были сняты при следующих условиях:

− скорость вращения статора электродвигателя n= 3000 об. /сек.;

− плотность перекачиваемой жидкости р=998,2 кг. /м³;

− температура окружающей среды Т=20 ⁰С.

Рисунок 3.7- График зависимости мощности, потребляемой насосом от его производительности

Рисунок 3.8- Напорная характеристика насоса

Рисунок 3.9 — Зависимость КПД насоса от производительности

 3.2 Оценка эффективности разработанных направлений

 

Для улучшения финансовой деятельности предприятия ПАО «Газпром» рекомендуется инвестиционный проект: «Внедрение технологии, которая позволит экономить электроэнергию». В данном случае установленный срок эксплуатации оборудования 15 лет, так как ОС относится к 6 амортизационной группе код ОКОФ — 14 3120010, можно считать приемлемым, так срок функционирования объекта инвестиций будет основываться на предполагаемой амортизации – 6,6 % в год [37]. Ликвидационная стоимость приобретенного оборудования равна нулю, так как при начислении амортизации проект позволит вернуть средства, вложенные в данный проект, в указанный срок. Факторами, обеспечивающими эффективность инвестиций, является возможность уменьшения издержек на единицу продукции, увеличение объемов производства и реализации продукции, получение дополнительной прибыли. В нашем случае идет экономия на статье «Материальные затраты». В 2021 году она составила 2 350 747 тыс. руб. нам удалось сэкономить 0,0023% от этой суммы в год. Это 5 563, 960 тыс. руб. в первый год эксплуатации, что является положительными денежными потоками от проекта (притоки ДС).

По методу WACC найдена ставка дисконта для дальнейшего экономического расчета. На рисунке показан расчет WACC [38].

Рисунок 3.10 — Расчет WACC «Газпром»

Для оценки экономической целесообразности внедрения преобразователя частоты для насосов ПАО «Газпромнефть» использовались следующие данные:

— технические характеристики насосов типа ЦНС-240/1900 2ТМ рисунок 3.7-3.9;

— график суточного расхода технологической жидкости;

Вследствие отсутствия точных данных загруженности насосного оборудования ПАО «Газпромнефть» для расчета был принят типовой график, приведенный на рисунке 3.9.

— производительность насосов, необходимая для поддержания достаточного для технологических процессов давления в гребенке -210 м³/час;

График зависимости потребляемой насосом мощности от производительности при различных способах регулирования, а также график экономии мощности при частотном регулирование представлены на рисунке 3.11., 3.12.

Расчет экономической эффективности основан на определении разницы между величинами потребления электроэнергии при регулировании нора насоса путем дросселирования напорной задвижкой и при регулировании с помощью ТПЧ рисунок 3.11.

Для каждого ранее определенного периода работы i, котором определена приблизительно постоянная загрузка насоса Qi рассчитываются экономия мощности DPi = Рдрос i — Ртпч i. Величины Рдрос i и Ртпч i выбираются по рис. 3.8 или рассчитываются по формулам (3.3) и (3.4). Величина расхода Qi берется из рисунка 3.11

Рисунок 3.11-Зависимость экономии мощности, потребляемой насосом из электросети

Рисунок 3.12 — График зависимости суточной загрузки насосного оборудования (типовой)

 

           При круглогодичной работе насоса с приблизительно постоянным суточным графиком расхода годовая экономия электроэнергии DЭг определяется умножением DЭ сут. на число дней работы насоса в году, т.е. можно принять DЭг равное DЭсут. * 365.

Далее производится оценка стоимости сэкономленной электроэнергии по тарифу, действующему для предприятия в данной энергосистеме, с учетом факторов экономии. По имеющемуся опыту для оценки стоимости снижения расхода технической воды можно ввести коэффициент 1.15.

Таблица 3.2- Вычисление среднегодовой стоимости для системы ТПЧ (6-ти пульсный цикл)

 

Выплаты, поступления, денежные потоки на весь инвестиционный цикл для системы ТПЧ (6-ти пульсный цикл) представлены в таблицах 3.3. и 3.4.

Таблица 3.3 – Выплаты, поступления и денежные потоки за 1-7 года для системы ТПЧ (6-ти пульсный цикл)

 

Таблица 3.5- Основные интегральные показатели эффективности проекта для системы ТПЧ (6-ти пульсный цикл)

 

 

Для наглядности построим график денежных потоков проекта. График представлен на рисунке 3.13.

Рисунок 3.13- Денежные потоки проекта 6-ти пульсной системы

 

Таким образом, за все 15 лет по проекту чистый дисконтированный доход составил примерно 22, 654 млн. руб., следовательно, проект дает положительный эффект, так как притоки превышают оттоки.

ВНД проекта 35 %, то есть риск по проекту не высокий. Таким образом резерв безопасности составит 20,68%. DPI = 2,16, показатель говорит о том, что на рубль вложенных капитальных затрат мы получим 1,16 рублей прибыли. В нашем инвестиционном проекте срок окупаемости простой (PP) равен примерно 2,82 года, а дисконтированный (DPP) равен 3,82 года, проект реализуем в приемлемые сроки.

Проанализировав мероприятия, которые реализует ПАО «Газпром» и мероприятие, предложенное в данном пункте, составим таблицу основных резервов увеличения прибыли. В таблице 3.10 отражены мероприятия для повышения резервов прибыли.

Таблица 3.10 — Резервы повышения прибыли

 

В нынешних обстоятельствах трудно утверждать, как измениться резерв прибыли предприятия, предложенное мероприятие, ТЧП, отражает лишь небольшую часть всех модернизаций в данной отросли. Несмотря на это ПАО «Газпром» надеется повысить добычу углеводородов не менее чем на 5% в 2023 году.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Таким образом, проект представляет собой совокупность последовательно ориентированных во времени, целенаправленных, одноразовых, нерегулярно повторяющихся и комплексных действий, которые ориентированы на стратегии конечного результата

Управление проектом представляет реализацию программы управления ресурсами и командой проекта при помощи специфических методов.

В работе была рассмотрена организационно-экономическая характеристика ПАО «Газпром», согласно которой можно сказать, что показатели рентабельности компании за 2020-2022 гг. возросли, что отражает эффективность финансово-хозяйственной деятельности.

В работе дана характеристика проекта ПАО «Газпром» «Амурский газоперерабатывающий завод», проведен анализ влияния эффективности проекта АГПЗ на показатели деятельности ПАО «ГАЗПРОМ»

Также в работе были рассмотрены основные мероприятия по повышению эффективности работы ПАО «Газпром» с целью увеличения прибыли за счет увеличения добычи и сокращения себестоимости продукции.

Основным рассмотренным мероприятием стало установка терристорного частотного преобразователя на скважинные насосы нагнетательного типа, для поддержания пластового давления, а также подъёма жидкости для ПАО «Газпромнефть. Максимальный экономический от проекта системы ТПЧ (6-ти пульсный цикл) составил 22 654,78 тыс. руб. Проект является экономически обоснованным и реализуемым в данных условиях.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Авдеев В. В. Работа с командой: психологические возможности: Практикум: для самостоятельной работы над оптимизацией совместной деятельности / Авдеев В.В. – Москва: КУРС, НИЦ ИНФРА-М, 2018. – 152 с.

2. Авраменко Н. С. Понятие проекта и требования, предъявляемые к его разработке / Н. С. Авраменко // Научный альманах Центрального Черноземья. – 2022. – № 1-3. – С. 71-77.

3. Адизес И. К. Стили менеджмента – эффективные и неэффективные: Учебное пособие / Адизес И.К., Гутман Т., — 5-е изд. — Москва: Альпина Пабл., 2021. – 198 с.

4. Азарнова Т. В. Алгоритм управления временными параметрами выполнения проекта на основе системы контрольных точек / Т. В. Азарнова, Е. В. Иванова // Вестник Воронежского государственного университета. Серия: Системный анализ и информационные технологии. – 2022. – № 4. – С. 39-51.

5. Аппело Ю. Agile-менеджмент: Лидерство и управление командами: Практическое руководство / Аппело Ю. — М.: Альпина Паблишер, 2018. – 534 с.

6. Артемьев Р.В. Актуальные проблемы управления проектами // Научно-практический электронный журнал Аллея Науки, 2018. – №4(20). – С. 7.

7. Афонин А. М. Управление проектами / А.М. Афонин, Ю.Н. Царегородцев, С.А. Петрова. — М.: Форум, 2018. — 184 c.

8. Балашов А.И., Рогова Е.М., Тихонова М.В. Управление проектами. — Люберцы: Юрайт, 2018. – 383 c.

9. Вайс Т.А. Экономика предприятия / Т.А. Вайс, Е.С. Вайс, В.С. Васильцов. — М.: КноРус, 2021. — 480 c.

10. Верзух Э. Управление проектами: ускоренный курс по программе MBA / Э. Верзух. — М.: Диалектика, 2019. — 480 c.

11. Виноградова С.А., Красильникова А.Ю., Миронов Р.А. Управление проектами. / Учебное пособие. — Дзержинск: Издательство «Конкорд», 2018. – 261 c.

12. Володин С.В. Стратегическое управление проектами: На примере аэрокосмической отрасли / С.В. Володин. — М.: Ленанд, 2019. — 148 c.

13. Выгодчикова И.Ю. Анализ и диагностика финансового состояния предприятия: учебное пособие / Выгодчикова И.Ю. — Москва:Ай Пи Ар Медиа, 2021. — 91 c.

14. Гаврилова В. А. Проблемы управления it-проектами и пути их решения / В. А. Гаврилова, В. Г. Ляшко // Вестник Тульского филиала Финуниверситета. – 2022. – № 1. – С. 304-307.

15. Гонтарева И.В. Управление проектами / И.В. Гонтарева, Р.М. Нижегородцев, Д.А. Новиков. — М.: КД Либроком, 2018. — 384 c.

16. Евдокименко Е.А. Оценка деятельности предприятия через показатели эффективности его бизнес-процессов // Наука и мир. — 2018. — № 5 (57). — С. 10-12.

17. Емельянович А.А. Управление проектами: базовый курс. — Москва, 2019. – 412 с.

18. Ехлаков Ю.П. Управление программными проектами. Стандарты, модели: Учебное пособие / Ю.П. Ехлаков. — СПб.: Лань, 2019. — 244 c.

19. Иванов П.В. Управление проектами: Учебное пособие / П.В. Иванов. — Рн/Д: Феникс, 2018. — 102 c.

20. Ивашенцева Т.А. Экономика предприятия (для бакалавров). / Т.А. Ивашенцева. — М.: КноРус, 2019. — 159 c.

21. Кипень Н.А. Экономика знаний промышленного предприятия: когнит.аспект: Монография / Н.А. Кипень, В.П. Дудяшова. — М.: Инфра-М, 2018. — 368 c.

22. Киселев А.А., Трубникова А.А. Проекты и управление проектами: проблемы научной теории и ее влияние на практику работы отечественных организаций // Электронный научный журнал. — 2020. — № 6 (35). — С. 81-85.

23. Клоусон Д. Лидерство третьего уровня: Взгляд в глубину: Практическое руководство / Клоусон Д. – М.:Альпина Паблишер, 2022. – 519 с.

24. Кови С. Лидерство, основанное на принципах / Кови С., – 7-е изд. – Москва: Альпина Пабл., 2021. – 302 с.

25. Копылов М. Н. Методы управления рисками при реализации инновационного проекта / М. Н. Копылов, Т. И. Ларинина // Актуальные вопросы современной экономики. – 2022. – № 6. – С. 922-928.

26. Корпачева В.А. Проект и его основные виды и типы // Передовые научные исследования: опыт и актуальные вопросы. — 2019. — № 6. — С. 138-140.

27. Коршунов В.В. Экономика организации (предприятия): Учебник и практикум / В.В. Коршунов. — Люберцы: Юрайт, 2018. — 407 c.

28. Курьерова А.А. Внедрение проектного управления в деятельность современных компаний // Научный журнал. — 2019. – №1. – С. 79.

29. Лебидко В. А. Информационные системы управления проектами и их влияние на успех проекта / В. А. Лебидко, А. Е. Журавель, В. Ф. Журавель // Вестник Северо-Кавказского федерального университета. – 2022. – № 4(91). – С. 84-91.

30. Литау Е.Я. Финансовое управление развивающимися проектами: Учебное пособие / Е.Я. Литау. — СПб.: Лань, 2019. — 120 c.

31. Лукаш Ю. А. Внутрифирменные конфликты или трудовая конфликтология в бизнесе – М.: Юстицинформ, 2022. – 158 с.

32. Лукина А.О. Управление проектами // Проблемы науки. — 2019. – №1. – С. 53.

33. Лукичева Л. И., Анискин Ю.П., Егорычева Е. В. Менеджмент организации: теория и практика: Учебник для бакалавров – 3-е изд.,испр. – («Бакалавр – магистр») / М.: Омега-Л, 2022. – 488 с.

34. Мастенбрук У. Управление конфликтными ситуациями и развитие организации / – М.: ИНФРА-М, 2018. – 490 с.

35. Межов И. С. Инвестиции: оценка эффективности и принятие решений : учебник / И. С. Межов, С. И. Межов. — Новосибирск : Новосибирский государственный технический университет, 2020. — 380 c.

36. Мескон М.Х. Основы менеджмента / М.Х. Мескон, М. Альберт, Ф. Хедоури. – М.: Дело, 2018. – 230 с.

37. Мороз О.А. Управление проектами в ProjectLibre / О.А. Мороз. — Рн/Д: Феникс, 2018. — 384 c.

38. Островская В.Н. Управление проектами. Т. 1: Учебник / В.Н. Островская, Г.В. Воронцова, О.Н. Момотова. — М.: Русайнс, 2018. — 48 c.

39. Петров М. Н. Развитие методологических подходов к определению понятия «механизм управления инновационными проектами» / М. Н. Петров // Мировая наука. 2022. № 6(63). С. 149-153.