Оцінювання ефективності технологічних інновацій при оптимізації виробничої потужності нафтогазовидобувних підприємств

Анализируется существующий подход к определению эффективности внедрения инноваций в производство, систематизируются и обобщаются существующие методы и выделяются их недостатки. В результате их изучения формулируется методический подход к определению эффективности внедрения инноваций в нефтегазодобыче, разрабатывается алгоритм её определения с учётом стабилизации или прироста добычи; предлагается решение для учёта и определения дебита в результате внедрения инноваций, учитываются потери предприятия в результате ликвидации непроамортизированных основных фондов в результате внедрения инноваций.

The existing approach to determination of efficiency of the introduction innovation in production is analysed, the existing methods are systematized and generalised, stand out their defect. The methodical approach is formulated as a result of their studies to determination of efficiency of the introduction innovation in the oil and gas output. The algorithm of its determination with account of the stabilizations or increase of the mining is developed. The decision is offered for account and determinations of the debet as a result of introduction innovation.

В умовах інформаційної економіки основними критеріями при виборі технічних і технологічних рішень для проектів реконструкції, модернізації та переозброєння виробничих потужностей підприємств виступають інноваційна новизна та економічна ефективність, що забезпечує довгострокову конкурентоспроможність продукції, отриманої в результаті їх впровадження.

Аналіз діючих методичних положень як галузевих, так і міжгалузевих дає можливість визначити основні напрями їх вдосконалення відповідно до умов ринкових відносин. Сьогодні найсучаснішим документом є методичні рекомендації визначення прибутку, затверджені Держпатентом України [2]. У цьому документі, хоча і зроблено спробу визначати ефективність впровадження науково-технічних заходів, проте деякі аспекти потребують уточнення, на що і звернули свою увагу вітчизняні науковці [4]. Даний документ не враховує динаміку результатів та витрат у виробництві, використанні нової техніки, можливість використання її у різноефективних сферах. Існує ряд протиріч у визначенні економічного ефекту, бо за весь термін використання нової техніки не можна визначити фактичний ефект, якщо цей термін не закінчився, оскільки він значно відрізняється від розрахункового. У цьому випадку нормативний термін служби при визначенні економічної ефективності впровадження нової техніки не може бути меншим від терміну окупності інвестицій. Розрахунок економічної ефективності слід проводити аналогічно розрахунку економічної ефективності при реконструкції та модернізації виробничих потужностей.

При проектуванні нових, реконструкції і технічному переозброєнні діючих виробничих потужностей необхідно проводити багатоварі-антні розрахунки економічної ефективності природоохоронних заходів. Методичні рекомендації, що використовувались на пострадянському просторі, застаріли, оскільки не відповідають умовам інформаційної економіки.

При традиційному підході до техніко-економічних розрахунків ефективності капіталовкладень у нафтогазовидобувну галузь визначають загальну абсолютну економічну ефективність, враховуючи величину капіталовкладень, середньорічний норматив зведених витрат на одиницю продукції, середньорічну собівартість видобутку одиниці продукції з нових свердловин і середньорічну потужність нових свердловин, введених в даному періоді, що включає середньорічний коефіцієнт зміни потужності нових свердловин. Порівняльну ефективність розробки нафтового родовища характеризує показник дохідності витрат (), який визначають за формулою

(1)

де: - економічно вигідний період експлуатації нафтового родовища;

- видобуток нафти в і-ому році, т;

- ціна тонни видобутої нафти в і-ому році, грн.;

- поточні капіталовкладення в і-ому році, грн.;

- норматив для зведення різночасових витрат;

- експлуатаційні витрати без амортизаційних відрахувань на реновацію в і-ому році, грн.

Вибір найбільш доцільного варіанта розробки газового родовища здійснюється на основі мінімуму інтегральних зведених витрат з врахуванням їх різночасності [1]

(2)

де: - основний період розробки газового родовища, роки;

- експлуатаційні витрати на видобуток газу в і-ому році, грн.;

- нагромаджені капіталовкладення в і-ому році, грн.

Оскільки в Україні облік витрат за окремими об'єктами розробки (родовищами, покладами, свердловинами) не проводяться, то нормативи експлуатаційних витрат визначаються на 1 т нафти, 1000 м³ природного та 1000 м³ нафтового газу і 1 т конденсату на основі даних калькуляцій нафтогазовидобувного підприємства в цілому, з подальшим перерахунком на обсяги видобутку з конкретного об'єкта інвестування. При цьому експлуатаційні витрати на видобуток нафти та газу розподіляють на умовно-змінні - ті, що залежать від обсягу видобутку продукції, та умовно-постійні, які залежать від кількості свердловин.

Можна зауважити, що при традиційному підході застосовуються наближені показники з високим ступенем узагальнення, що неадекватно характеризують абсолютну та порівняльну ефективність капіталовкладень у нафтовидобуток, а також не пов'язані з їх технологічною ефективністю, що робить неможливим їх використання в умовах інформатизації економічних процесів.

Економічна теорія дає механізм для вирішення цього завдання у вигляді правила максимізації прибутку: для підприємства доцільно збільшувати обсяг випуску до того часу, поки додаткові витрати на виробництво продукції не зрівняються з граничним доходом від її продажу. Це правило повинно лежати в основі економічної оцінки ефективності реконструкції нафтогазовидобувних потужностей.

Так, у роботах вітчизняних вчених [3] більше уваги приділяється методиці оцінки рівня інвестиційної привабливості родовищ (покладів, експлуатаційних об'єктів) Східного та Західного нафтогазоносних регіонів за допомогою узагальнюючих показників, зокрема, коефіцієнта інвестиційної привабливості

(3)

де: - оцінка і-го критерію за відповідною кількісною чи якісною ознакою;

- вагомість з точки зору впливу на ефективність здійснення геолого-технологічних проектів для більш повноцінного вилучення нафти з надр.

При дослідженні ефективності реконструкції наведені методи не можна застосовувати для оцінки технологічної та економічної ефективності впровадження інновації, оскільки маються на увазі конкретні об'єкти основних виробничих потужностей, при дослідженні яких метод експертних оцінок не забезпечує адекватних результатів.

Нова методика визначення ефективності капіталовкладень повинна ґрунтуватися на обчисленні технологічної ефективності проектів реконструкції чи переозброєння основних виробничих потужностей, враховуючи необхідність багатоваріантного моделювання процесів підготовки і реалізації інвестиційних проектів інноваційного змісту, включаючи аналіз відповідних фінансових потоків. При цьому необхідно враховувати фактор часу.

Першим етапом у визначенні ефективності інвестицій в інноваційному проекті з реконструкції або переозброєнню основних виробничих потужностей буде визначення джерел відшкодування вкладених фінансових ресурсів:

1) за рахунок економії експлуатаційних витрат (якщо в результаті впровадження обсяг продукції не змінюється);

2) за рахунок прибутку від збільшення обсягу випуску продукції та економії експлуатаційних витрат.

Технологічна ефективність переозброєння або реконструкції виробничих потужностей виражається коефіцієнтом додаткового видобутку (транспортування, виробництва) продукції. Оскільки додатковий обсяг вуглеводнів відсутній у першому випадку, то достатньо визначити економічну ефективність. Технологічна ефективність проявлятиметься тільки у нормативному терміні служби інноваційного продукту (т).

Для будь-якого об'єкта інвестування в нафтогазовидобутку існує декілька варіантів технічних рішень, що відрізняються величиною необхідних інвестицій, експлуатаційних витрат та величиною додаткового видобутку вуглеводнів.

Варіанти технічних рішень, що не призводять до збільшення обсягу виробництва продукції, відрізняються величиною необхідних інвестиційних ресурсів К_j та річними витратами на експлуатацію В_j. Тому прийнятними можуть бути тільки ті варіанти, що задовольняють умові

(4)

Варіанти, що не задовольняють умові (4) економічно недоцільно використовувати. В_i0=0, К_i0=0 - величина експлуатаційних витрат і капіталовкладень при продовженні експлуатації об'єкта без впровадження інновацій. Якщо , а , то варіанти в економічному відношенні однакові, і залишається для подальшого розгляду той, який має якісь технічні інноваційні переваги, тобто більшу тривалість терміну служби інноваційного продукту (років). - відповідно суми дисконтованих інвестицій та експлуатаційних витрат, приведені до моменту впровадження технічних інновацій за допомогою визначення теперішньої грошової вартості майбутніх грошових потоків.

Ефективність впровадження інноваційних технічних проектів можна визначити за формулою абсолютної ефективності додаткових капіталовкладень (індексу рентабельності інвестицій) [1]

. (5)

Період окупності інвестицій можна визначити формулою

, (6)

де - непроамортизована вартість втрачених основних фондів або ліквідованих.

Отже, ефективним і доцільним для втілення буде той інноваційний проект, у якому вища ефективність додаткових вкладень і менший термін окупності; при рівності економічних характеристик двох проектів оптимальним вважається той, що має вищий нормативний термін служби інноваційного продукту.

Проте, недоліком проаналізованої методики є неврахування збільшення обсягу випуску продукції. У цьому випадку слід розраховувати не тільки економічну, але й технологічну ефективність реконструкції, модернізації або переозброєння основних виробничих потужностей нафтогазовидобутку.

Коефіцієнт технологічної ефективності можна визначити за формулою

інновація ефективність нафтогазовидобування

(7)

де: - додатковий обсяг випуску нафти, газу, конденсату; - базовий обсяг випуску нафти, газу, конденсату відповідно в тоннах і тисячах м³ згідно з проектом розробки родовища.

Для визначення додаткового і базового обсягу видобутку нафти (конденсату чи газу) слід сформувати інформаційну базу для побудови графічної залежності дебіту свердловини (інших об'єктів розробки) для різних часових інтервалів - місяць, рік, тривалість періоду експлуатації (рисунок 1).

а)

б)

в)

Рисунок 1 -- Зміна добового (а), річного (б) та сукупного (в) видобутку з об'єкта розробки