Oil&jazz final

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