Коммерческое предложение о разработке нефтегазового месторождения имени Перельмана-Иванова Давид Дале
Пѐтр Демидов
Никита Киселѐв
Чубаров Михаил
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Реализация проекта позволит Газпромнефть стать первопроходцем в освоении богатых запасов на шельфе Восточно-Сибирского моря Оптимально добывать все углеводороды участка
Приведѐнная стоимость
Добываемая доля общих запасов 5.0%
В базовом сценарии месторождение показывает сильные экономические результаты Срок окупаемости
Добыча нефти
3.0%
Внутреняя норма доходности
2.0%
Индекс доходности
4.0%
3,3 млрд. долл 11 лет 22%
1,218
Реализуемая продукция проекта
1.0% 0.0%
Структура выручки, 2025 г. Добыча газа
4.0%
СПГ
3.0% 2.0%
Нефть
1.0%
Нафта
0.0%
ШФЛУ
С 2026 г. доля сырой нефти снижается С 2037 г. продукты конденсата перестают производиться
Добыча конденсата
2.5%
Стратегические преимущества проекта:
2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0%
2020
2026
2032
2038
2044
Выход на перспективный рынок АзиатскоТихоокеанского региона Занятие позиции лидера в освоении богатого шелльфа Восточно-Сибирского моря 1
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Несмотря на экстремальность условий добычи, в мире существуют практики разработки нефтяных и газовых месторождений на арктическом шельфе Месторождение ПерельманаИванова S = 300км2
Шельф 70 км до суши глубина от 20 до 300 метров
Поселок Черский Январь: -30оС Июль: 12оС Анадырь
Магадан
Источники: данные кейса, анализ команды Oil&Jazz
2
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Несмотря на экстремальность условий добычи, в мире существуют практики разработки нефтяных и газовых месторождений на арктическом шельфе Им. ПерельманаИванова, РФ
Добываемый ресурс Запасы месторождения Толщина льдов Глубина моря Удаленность от берега
Нефть, газ, конденсат 348 млн. т. нефти, 1.1 трлн. т. газа, 640 млн. т. конденсата
Снѐвит, Норвегия
Газ, конденсат
Приразломная , РФ
Нефть
412 млрд. куб м. газа
Извлекаемые : 72 млн. т. нефти
До 1 м.
До 1.5 м.
До 1.7 м.
20-300 м.
250-350м.
20-200 м.
70 км.
140 км.
60 км.
Источники: данные кейса, анализ команды Oil&Jazz
3
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
При разработке технологического плана имеет смысл опираться на удачные решения, примененные на других арктических месторождениях Базовая схема разработки опирается на опыт платформы Приразломная Использование существующего опыта уменьшит технологические риски • Строительство стационарной платформы на кессоне • Бурение куста добывающих (многозабойных) и одной нагнетательной скважин под платформой • Сепарация и хранение нефти на платформе • Отгрузка нефти с платформы на танкеры • До строительства завода СПГ попутный газ используется в качестве топлива или нагнетается в скважину
Дальнейшая разработка предполагает решение аналогичное норвежскому месторождению Снѐвит • Использование нестационарной полупогружной платформы для подводного бурения новых скважин • Создание нескольких кустов скважин для добычи газа и газоконденсата • Прокладка трубопроводов (отдельно для газа и нефти с газоконденсатом) на сушу • Использование компрессорного оборудования стационарной платформы для транспортировки • При необходимости покрытия большой площади строительство ещѐ нескольких стационарных платформ
Принципиальная схема месторождения Полупогружная платформа используется для бурения очередного кластера скважин
Мощности, перерабатывающие газ и конденсат, находятся на берегу
Стационарная платформа служит единым центром для сбора продуктов
Кессон в основании платформы используется для хранения нефти и газа К манифольдам присоединены кластеры многозабойных скважин
Источники: текст кейса, анализ команды Oil&Jazz
На небольших глубинах трубопровод углублен в дно до 5 м. Все кластеры, кроме одного, находятся достаточно глубоко под водой, чтобы айсберги не представляли опасности
4
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Из всех вариантов транспортировки был выбран самый экономный, однако даже он предполагает создание перерабатывающих мощностей на ближайшем берегу Нефть
транспортировка танкерами с платформы
Вывод Дисконтированная стоимость танкеров - 3,7 млрд. долл.
присоединение к трубопроводу «Сила Сибири»
обработка сырой нефти «на месте»
Дисконтированная стоимость трубопровода - 15 млрд. долл. Рентабельно при объѐме добычи свыше 30 млн.тонн в год Затраты НПЗ в условиях крайнего севера не компенсируются увеличением выручки
*НПЗ
Газ + конденсат обработка газа и конденсата «на месте» *завод СПГ
*завод стабилизации
использование FLNG
Оптимальный вариант при данном объѐме добычи. Дисконтированная стоимось 21 млрд. долл.
FLNG (плавающий завод по сжижению) увеличивает затраты до 30 млрд. долл. и экологические риски
Дисконтированная стоимость строительства завода стабилизации – 4 млрд. долл.
*судно FLNG
присоединение к трубопроводу «Сила Сибири»
перенос перерабатывающих мощностей Дисконтированная стоимость – 31,5 млрд. долл. *завод *завод СПГ стабилизации
Источники: данные кейса, анализ команды Oil&Jazz
5
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
План освоения месторождения предполагает создание перерабатывающих мощностей для газа и конденсата на ближайшем берегу Мощность заводов, подготавливающих газ и конденсат к транспортировке : • 13 млн. тонн СПГ в год • 1.5 млн. тонн ШФЛУ • 2.7 млн. тонн лѐгких фракций нефти При увеличении запасов углеводородов в месторождении возможно строительство дополнительных производственных линий с относительно низкими издержками (-20-30%)
В условиях вечной мерзлоты используются модульная схема строительства; модули устанавливаются на сваях Вечная мерзлота способствует повышению стоимости строительства на 50% Низкая среднегодовая температура увеличивает производительность завода СПГ В связи с необходимостью «северных» зарплат используются наименее трудоемкие технологии Завод по подготовке конденсата к транспорту
FC Резервуары для хранения метана, ШФЛУ и стабильного конденсата Причал отгрузки (СПГ, ШФЛУ, нафта, нефть) с волнорезом и углублением дна
Месторождение
Нефтепровод и газопровод 70 км
Первичные сепараторы, блоки извлечения серы
Источники: текст кейса, анализ команды Oil&Jazz
Завод по сжижению природного газа
Жилые и административные корпуса (население до 3000 чел.)
Газотурбинные электрогенераторы 6
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Успешному сбыту продукции месторождений будет способствовать общий рост спроса на энергоресурсы, в частности СПГ, нефть и продукты переработки конденсата До 2040 года нефть и газ не будут полностью замещены альтернативными источниками энергии Потребление первичной энергии по видам топлива, млн. т н.э.
12.9
15.8
14.2
17.1
+52%
500 400
10.7
11.1
11.8
2.6
2.6
2.6
2.9
3.2
3.6
4.1
3.9
4.0
4.1
4.2
4.3
4.3
4.5
2010
Ожидаемый спрос на СПГ в мире будет расти быстрее производства на существующих и строящихся мощностях
300
375 270 273
295 280
2013
2014
100 0
Атомная энергия
Спрос на СПГ, млн. т в год
Газ
Наибольший вклад в рост спроса на нефть сделает увеличение количества автомобилей
Транспорт Промышленность
57%
25%
2020
2025
Производство СПГ, млн. т в год
10%: Природный газ
5%
6%
2015
Газовый конденсат может быть переработан в стандартные продукты для дальнейшей реализации
10%
11%
60%
Электричество Прочее
2010
340
200
2015 2020 2025 2030 2035 2040 Возобновляемые источники Уголь Нефть
26%
320 310
410 350
Газовый конденсат
30%: ШФЛУ 60%: НАФТА
2035
Источники: OPEC World Oil Outlook 2013, BP statistical review of world energy 2014, ИЭИ РАН, EY LNG report, анализ команды Oil&Jazz
7
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Основными рынками сбыта нефти и СПГ с месторождения им. Перельмана-Иванова являются Китай, Япония, Южная Корея и Тайвань Карта сбыта учитывает текущее состояние и прогноз потребления энергоресурсов
Месторождение им. Перельмана-Иванова
Условные обозначения:
Россия
Япония +1.2%
P
C
19.3$ Япония +3%
Различие между производством и потреблением нефти
Среднегодовой рост спроса на СПГ
Цена на СПГ за млн. БТЕ
P
C
20$ +1.2%
Китай
Индия не рассматривается из-за дальности маршрута и конкуренции со стороны стран Ближнего Востока
P
Южная Корея
Тайвань +1.7%
P
C
19.3$
C
+2.7%
17.3$
P
16.7$
C
Источники: OPEC World Oil Outlook 2013, BP statistical review of world energy 2014, EY LNG report, анализ команды Oil&Jazz
8
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Основными конкурентами в производстве СПГ являются страны Северной Америки и Ближнего Востока
Катар
США и Канада а.) цена на СПГ привязана к индексу Henry Hub б.) прогнозируемый объем: 10 mmtpa к 2020 (Газпром) в.) высокий интерес по стороны региона, уже подписанные контракты
29%
Нигерия
6%
14% Малайзия
11% Австралия
Индонезия
12% Мозамбик и Танзания
%
прогнозируемая мощность сжижения газа к 2030 прогнозируемая мощность сжижения газа к 2020 текущая мощность сжижения газа объем поставок в Азиатско-Тихоокеанский регион охват спроса в Азиатско-Тихоокеанском регионе
Азиатско-Тихоокеанский регион а) Страны региона импортируют 70% всего производимого СПГ б) Местная цена на СПГ жестко связана с ценой на нефть в) 70% всех поставок СПГ осуществляются по долгосрочным контрактам
9
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Из 7 возможных вариантов разработки месторождения был выбран вариант с добычей одновременно нефти, газа и конденсата из-за выигрыша за счет синергии Нефть
1 NPV, млрд. долл.
1.02
IRR,%
DPP, лет
PI
24
11
1.18
Газ
2 NPV, млрд. долл.
-2.8
NPV, млрд. долл.
0.35
5
IRR,%
DPP, лет
PI
10%
-
0.73
Конденсат
3
Нефть+Газ
4
NPV, млрд. долл.
IRR, %
DPP, лет
PI
-1.78
12
-
0.67
Источники: анализ команды Oil&Jazz
NPV, млрд. долл.
2.63
6 NPV, млрд. долл.
-1.48
IRR,%
DPP, лет
PI
17
22
1.06
Нефть+Конденсат IRR,%
DPP, лет
PI
19
11
1.13
Газ+Конденсат IRR,%
DPP, лет
PI
15%
-
0.89
Добыча одновременно всех возможных углеводородов является базовым вариантом модели
7
Нефть+Газ+Конденсат
NPV, млрд. долл.
3.8
IRR,%
DPP, лет
PI
22%
11
1.21
-наиболее выгодный проект -выгодный проект -невыгодный проект
10
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Разработка месторождения потребует суммарных капитальных затрат в размере 17.5 млрд. долл. и сумма приведенных денежных потоков составит 3.8 млрд. долл. Пик капитальных затрат на проект приходится на 2019-2020 год, когда необходимо завершать строительство объектов 11
Капитальные затраты, млрд. долл.
10
Добыча углеводородов
Бурение газовых скважин
Чистый денежный поток, млрд. долл.
Бурение нефтяных скважин
9
10
Бурение нагнетательной скважины
7
8
Строительство подводного трубопровода
6 5
Затраты на строительство морских платформ
6
Проектирование, основная инфраструктура
4
Ледокол
4
2014
Танкеры
3
2 2025
2 1
0
2048
-2 -4
Строительство
0 2014
14 12
Бурение конденсатных скважин
8
-1
Месторождение выйдет на пик денежных потоков только к 2025 году: 13.5 млрд. долл
2020
Источники: анализ команды Oil&Jazz,данные кейса
-6
2048
-8 11
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Проведенный анализ чувствительности и стоимости проекта и границ его эффективности определил влияние отклонения цены газа как наибольшее
Изменяемые параметры: Ставка дисконтирования
Изменение NPV проекта при отклонении параметра прогноза от базового сценария 100.0% 80.0%
Отклонение цены продукции от прогноза Стоимость бурения добывающей скважины Число скважин на одной платформе Доля страховки в капитальных затратах Стоимость строительства добывающей платформы
Источники: анализ команды Oil&Jazz
Величина отклонения NPV
Ставка дисконтирования Отклонение цены продукции от прогноза
60.0% 40.0%
Стоимость бурения добывающей скважины
20.0% 0.0% -20.0%
-30%
-15%
0%
+15%
+30%
Доля страховки в капитальных затратах
-40.0% -60.0% -80.0% -100.0%
Число скважин на 1 платформе
Величина отклонения фактора
Стоимость строительства добывающей платформы 12
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Рассмотрение 3 сценариев развития мировой энергетики позволяет определить влияние внешних факторов на окупаемость проекта
18
Денежные потоки, млрд. долл.
Цена на нефть, долл. за барр.
Проект становится нерентабельным при реализации 140 негативного сценария
16
130
14
120
12
110 100
10
90
8
80
6
70
4 2 0 -2 -4 -6 -8
IRR,%
DPP, лет
PI
3.82
22
11
1.21
9.51
28
9
1.54
-7.13
8
-
0.59
NPV, млрд. долл.
60 50
2014 2025 Цена на нефть
2048 Денежные потоки
Базовый сценарий
Позитивный сценарий
Позитивный сценарий
Базовый сценарий
Негативный сценарий
Негативный сценарий
Источники: анализ команды Oil&Jazz
40 30 20 10 0
Позитивный сценарий Базовый сценарий Негативный сценарий 13
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
После определения границ эффективности проекта предложены альтернативные варианты развития: открытие завода по сжижению в Магадане или Владивостоке 1
Газ и конденсат
в Магадан
Потенциальные возможности для увеличения добычи
60% возможность обнаружения дополнительных запасов на месторождении
2
Стоимость трубопровода: 18,5 млрд.долл. - 40% к затратам на завод Разработка смежных месторождений в ВосточноСибирском море: до 3.5 трлн. куб. м. газа
Рентабельный объѐм:
Строительство трубопровода
Нефть Рентабельный объѐм: 348 млн. барр.
24 млн.т. СПГ 8 млн.т. конденсата во Владивосток
Стоимость трубопровода: 29 млрд.долл. -50% к затратам на завод
Рентабельный объѐм: 30 млн.т. СПГ 12 млн.т. конденсата
Источники: анализ команды Oil&Jazz
+80%
+130% 14
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Риски 1 Ключевыми рисками проекта являются строительный, геологический и риск финансирования Структура управления потенциальными рисками на месторождении имени Перельмана-Иванова
Существенность последствий Низкая Средняя Высокая
Карта управления рисками
1
5
Критические риски 1
Риск финансирования: значительная стоимость проекта
2
Строительный риск: условия вечной мерзлоты
3
Геологический риск: несоответствие заявленным запасам
3 4
2
7 6
5
Экологический риск: трудности нейтрализации
6
Маркетинговый риск: возможное падение спроса Умеренные риски
9
8
Низкая
4
Серьѐзные риски Управленческий риск: уникальность проекта
Средняя
Высокая
Вероятность возникновения
7
Природный риск: влияние климатических условий
8
Юридический риск: специальное законодательство на шельфе
9
Страновой риск: отказ по поддержки в реализации
Для успешного внедрения и развития стратегии управления рисками является четкий контроль и система риск менеджмента , а также высокоэффективная организационная структура
Источники: текст кейса, А.Конопляник: «Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов», анализ команды Oil&Jazz
15
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Благодаря принятию мер на всех объектах шансы экологической катастрофы в регионе минимальны Меры минимизации рисков 1
Скважины
• Фонтанная арматура в устье • Механический клапан-отсекатель на глубине 150 м • Контрольный клапан на глубине 2 км
2
Платформы
• Бурение скважин без контакта с водой (со стационарных платформ) • «Мокрое» хранение нефти без контакта с кислородом
3
Порт
• Устройства прямой отгрузки нефти и газа • Система аварийной остановки
4
Суда
• Постоянное дежурство ледоколов • Специализированное судно для ликвидации разливов • Комплексы аварийного нефтесборного оборудования
Мероприятия по ликвидации разливов Фонтанный выброс нефти/ конденсата
Остановка скважин (трѐхуровневый контроль)
Утечка при хранении/ переработке
Блокировка трубопроводов с обоих концов
Утечка при погрузке
Остановка погрузки в течение 7 секунд после возникновения утечки
Оперативная установка заградительных бонов для локализации разлива
Устранение и нейтрализация причины утечки
Источники: текст кейса, материалы сайта gazprom.ru, анализ команды Oil&Jazz
• Механическая ликвидация разлива с помощью скиммеров • Термическая ликвидация разлива • Физико-химическая нейтрализация с помощью сорбентов
16
Executive Summary
Месторождение
Логистика
Направления сбыта
Модель проекта
Организация и риски
Базовый вариант развития проекта на 10 лет предусматривает начало добычи нефти и постройку мощностей для добычи газа и газового конденсата Мероприятия в рамках плана 2014 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2019 2019 2020 2019 2021 2022 2020 2023 2024 2025 Разработка проекта месторождения
Нефть
Строительство платформы Добыча нефти Строительство газопровода
Газ
Строительство завода СПГ и конденсата Добыча газа и конденсата
Инфраструктура
Морской порт Прочая инфраструктура
Источники: анализ команды Oil&Jazz
17
Амбициозная команда студентов, готовых применить свои опыт и знания для решения бизнес-задач Давид Дале
Пѐтр Демидов
+7 (985) 191-31-68
+7 (916) 564-08-21
+7 (903) 169-53-75
demidovpetr@yahoo.com • 4 курс НИУ ВШЭ • Опыт работы в группе оценки Swiss Appraisal, Emmerging Communications, инвестиционном департаментеYamal LNG
tschubarovm@yandex.ru • 4 курс НИУ ВШЭ • Стипендиат Альфа-Шанс 2011-2012 • Финалист Banksbattle 2013 • Опыт работы в Славнефть, Росгосстрах, Enter • Сhangellenge Cup Moscow 2013 – 2ое место
dale.david@mail.ru • 4 курс НИУ ВШЭ • Стипендиат ФСП Потанина 2011-2012 • Финалист Microsoft case competition 2012 • Финалист MedXChallenge case competition 2013 •Опыт работы в Accenture, Nike
Михаил Чубаров
Никита Киселѐв
+7 (909) 968-80-09 nikitobot@gmail.com • 4 курс ФФ МГУ • Финалист MedXChallenge case competition 2013 •Полуфинал HIC 7 •Опыт работы в Innova •Глаза карие
18
Приложение 1
Приложение 2
Приложение 3
Разработанная стратегия хеджирования рисков снизит вероятность возникновения рисков и их негативный эффект Тип риска
Спецификация риска для проекта
Стратегия хеджирования
Финансовый
Неэффективно организованные условия предоставления кредита и ковенант по соглашению кредитования проекта (PLA)
Максимально узкий круг спонсоров проекта с хорошим кредитным рейтингом и опытом участия
Строительный
В условиях вечной мерзлоты возрастает сложность строительства и привлечения квалифицированной рабочей силы
Найм максимально опытных подрядчиков, заключение ECP контракта с покрытием рисков до и после строительства
Геологический
Риск несоответствия объѐмов и характеристик запасов заявленным
Разведка и оценка извлекаемости запасов на максимально ранних этапах
Управленческий
Риск неквалифицированных менеджеров
Нанять команду с похожим опытом: Сахалин-2,3, Приразломная
Экологический
Сложность в обнаружении и устранении аварии в условиях вечной мерзлоты
Создание комплексной системы реагирования на ЧС, использование безопасных технологий
Маркетинговый
Возможность не реализации части произведѐнной продукции в результате падения спроса
Заключение контрактов на долгосрочной основе, диверсификация структуры покупателей
Юридический
Деятельность на шельфе регулируется специальными условиями
Взаимодействие с российскими властями
Страновой
Отказ от поддержки реализации проектов на арктическом шельфе
Заключение долгосрочных договоров с государством
Источники: текст кейса, А.Конопляник: «Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов», анализ команды Oil&Jazz
19
Приложение 1
Приложение 2
Приложение 3
Для успешной разработки месторождения имени Перельмана-Иванова необходимо привлекать внешних консультантов и специалистов, обладающих нужными компетенциями Реализация проекта может быть разделена на 4 этапа, для каждого необходим значительные компетенции 1
Разработка технического и инвестиционного плана проекта
Понимание объемов добываемых энергоресурсов, а также оценка капитальных и операционных затрат
2
Строительство платформы, бурение скважин, прокладка трубопроводов
Строительство осуществляется в условиях вечной мерзлоты и вдали от жилых поселений
3
Добыча нефти, газа и газового конденсата
Необходим опыт добычи энергоресурсов на арктическом шельфе из-за тяжелых условий и трудности обнаружения протечки
4
Переработка и доставка конечному потребителю
Сложность переработки в условиях отсутствия поселений и доставки в условиях вечных льдов
Управленческая команда Газпромнефти, работавшая над похожими проектами: Приразломная, Сахалин-1,2,3 20
Приложение 1
Приложение 2
Приложение 3
Предпосылки расчета финансово-экономической модели В качестве предпосылок расчета использованы данные кейса и аналогичных проектов Плотность нефти на месторождении соответствует плотности Urals Плотность добываемого газа 1 тонна=1.5 тыс. куб. Количество скважин на 1 платформе- 40
Количество дней для навигации: 300 дней Средняя протяженность маршрута: 7000 км Число дней на ремонт, загрузку/разгрузку: 20 дней Скорость движения ледокола- 15 узлов танкера-16 Грузоподъемность танкера: 69 тыс. тонн
Завод СПГ оснащен мощностями по сжижению, генерации электроэнергии, расширенной обработке первичного газа, хранению ШФЛУ Издержки на все компоненты увеличиваются в среднем на 200% в условиях вечной мерзлоты Операционные издержки: 1.1 млрд. долл в год Мощность завода: 13 млн. тонн СПГ, 4.5 млн. тонн конденсата Затраты газа в процессе производства- 15% Стоимость 1 км. трубопровода - 12.1 млн. долл.
WACC 1ого этапа - 21%, 2ого - 16% Учитываются льготы по НДПИ и экспортной пошлине
21