Актуальные риски нефтегазовых проектов в современных условиях

Во-вторых, новые технологии могут снизить последствия реализации этих рисков. В качестве примера можно привести более эффективные способы ликвидации экологических аварий.

В-третьих, новые технологии могут создать "запас рентабельности" для проекта, делая возможным добычу того же количества ресурсов при меньших издержках. Здесь наиболее конкретно говорится о так называемой кривой обучения: когда по мере развития проекта удельные издержки добычи на единицу добытой нефти начинают падать благодаря некой новой технологии. В ряде случаев эта технология параллельно способствует увеличению объема извлекаемых ресурсов. Говоря о создаваемом в таком случае запасе рентабельности, имеется в виду, что негативный эффект от реализации возможных, не зависящих от компании рисков (в частности, макроэкономических) будет частично компенсирован произошедшей экономией на издержках и ростом доходов от больших объемов извлекаемых ресурсов. В качестве примера технологий, позволяющих достичь такого эффекта можно привести горизонтальное бурение или, например, подводное бурения с полупогружных платформ.

Однако создание и внедрение новых технологий, безусловно, не является способом получения сиюминутного результата. Как указывается в работе [4], "инновационный процесс является поступательным, накапливающим и ассимилирующим". Это значит, что появлению любой "революционной" технологии предшествует реализация целого ряда других новшеств и улучшений, которые сами по себе не имеют прямого влияния на рентабельность добычи нефти и газа. При этом эти улучшения, разработки и открытия являются необходимыми для того, чтобы в конечном счете появилась "та самая" технология, экономический эффект от внедрения которой значительно превышает стоимость ее внедрения.

Что важно, именно экономический эффект, а не уровень технологического развития определяет в конечном счете, какая технология будет востребована на практике, а какая нет. Как говорится в статье [12], "издержки - это ресурсы, пожертвованные с расчетом, что они принесут доходы, выше изначальных вложений". Иными словами, компании не будут заниматься новыми технологиями, если при текущей ситуации на рынке эти технологии не окупятся (например, если технология дорогая, а стоимость нефти находится на низком уровне). Также компании не будут заниматься новыми технологиями, если последние приведут только к небольшому положительному экономическому эффекту.

Экономика объясняет и тот факт, что инновации в одних технологиях продвинулись дальше, чем в других. К примеру, технологии добычи нефти и газа продвинулись гораздо дальше, чем технологии, направленные на снижение влияния добычи нефти и газа на экологию. В первом случае добывающие компании расходуют средства на то, чтобы увеличить рентабельность своего проекта (через снижение издержек или увеличение объемов добычи). Во втором случае - на то, чтобы удовлетворить запрос общества на качество окружающей среды, что никак не увеличивает доходность проекта, а только повышает расходы.

Другой пример, иллюстрирующий экономическую основу внедрения новых технологий, - это использование конкретных источников финансирования. Если технология экономически рентабельна, частный рынок найдет на её реализацию средства. В статье [4] показано, что из порядка 20 основных инноваций в нефтегазовом секторе начиная с 1978 года, большая часть была профинансирована с помощью частных средств компаний, а денежный вклад государства был минимален.

Что касается практической оценки того, насколько важны технологии в качестве средства сократить издержки, показательным является исследование [2]. В нем отдельно рассматривается развитие технологий в нефтяной и газовой отраслях США за период с 1967 по 1990 год. Авторы сопоставляют издержки, которые понесли бы добывающие компании за этот период, при двух сценариях. В первом сценарии уровень добычи и уровень развития технологий растут в соответствии с исторической реальностью. Во втором сценарии предполагается, что после 1973 года уровень технологий перестал меняться. Авторы подсчитали: для того, чтобы уровень добычи во втором сценарии соответствовал исторической реальности, но без технологического развития, издержки добычи за рассматриваемый период должны были расти ежегодно на 22% в газовой отрасли и на 0,7% - в нефтяной. При этом сценарий с историческим уровнем развития технологий демонстрировал ежегодный рост издержек в газовой отрасли на 2,7%, а в нефтяной - ежегодное падение издержек на 0,4%.

В целом, завершая теоретическое обсуждение влияния технологий на рентабельность проектов, следует еще раз вернуться к тому обстоятельству, что внедрение новых технологий и получения экономического эффекта от них требует длительного времени. В связи с этим добывающим компаниям важно понимать тренд развития глобального нефтегазового рынка и энергетики в целом, чтобы заранее понять, какие технологии будут актуальны в будущем и заняться их развитием заблаговременно. Ведь, как показывает вышеприведенное обсуждение, данные технологии не только помогут компаниям минимизировать вероятность наступления ряда рисков и снизить масштаб последствий от их реализации, но и создадут за счет экономии издержек "запас прочности" на случай реализации рисков, не поддающихся управлению технологиями.

2.3 СРП как способ минимизировать риски через условия договора

По сравнению с вышеописанными способами минимизации рисков, использование соглашения о разделе продукции является для компании наиболее прямым вариантом "снять" с себя часть рисков. Однако, учитывая, что СРП заключается со второй стороной, как правило,- с государством страны-хозяйки ресурсов, не следует рассчитывать на то, что условия контракта смогут учесть все пожелания инвестора.

Итак, соглашение о разделе продукции - это тип нефтегазового контракта, используемый, как правило, в странах, которые не могут самостоятельно заниматься разработкой своих нефтегазовых месторождений ввиду нехватки опыта и технологий. В связи с этим приглашаются иностранные партнеры, осуществляющие разведку и добычу полезных ископаемых - сами и за свой счет.

Вся генерируемая проектом прибыль делится на две части, одна из которых называется "cost oil" и направляется на возмещение издержек иностранного инвестора, а вторая - "profit oil" - та часть прибыли, которая непосредственно делится между инвестором и государством-владельцем ресурса. Важно отметить, что пропорция, в которой прибыль делится между "cost oil" и "profit oil", а также пропорция разделения "profit oil" между двумя сторонами - это обсуждаемые параметры контракта. И именно от того, какая пропорция будет выбрана или к каким параметрам будет привязано ее изменение, зависит то, насколько выгодным для инвестора будет контракт СРП. Соотношение между "cost oil" и "profit oil" может быть 30% и 70%; 40% и 60%; 50% и 50% и т.д. Пропорция разделения "profit oil", как правило, изменяется в зависимости от колебаний определенного показателя. Таким показателем в основном выбирают реальную норму прибыли подрядчика или R-фактор (соотношение накопленных доходов и расходов иностранного участника проекта) [35].

По сути, в данных показателях как раз учитываются основные риск-факторы реализации нефтегазовых проектов (такие, как цена нефти, напрямую влияющая на доходы, и капитальные затраты, напрямую влияющие на расходы). Это значит, что условия СРП-контракта предоставляют иностранному партнеру инструмент для управления рисками. Если цена на нефть сильно упадет, в качестве компенсации увеличится доля инвестора в "profit oil". Если слишком вырастут издержки, то это также отчасти компенсируется увеличением доли в "profit oil".

Однако здесь важно помнить, что часть прибыли, направляемая на компенсацию издержек из "cost oil" не может превышать определенного процента (в лучшем случае - 60%). Это значит, что если капитальные затраты вырастут слишком сильно, то часть из них не будет возмещена инвестору. Таким образом, уменьшение влияния риск-факторов на прибыльность проекта будет лишь частичным.

При этом следует добавить, что в некоторых государствах условия СРП прописаны на законодательном уровне и одинаковы для всех проектов, в то время как в других государствах они в каждом случае являются результатом отдельных переговоров. Во втором случае контракт СРП будет обладать большей гибкостью благодаря возможности в ходе обсуждения задавать более уместные для каждого случая пропорции раздела прибыли и привязывать формирование этих пропорций к новым факторам. Ключевыми моментами в таком случае являются умение просчитать, какие условия СРП максимально учтут интересы инвестора, и наличие реальной переговорной силы, то есть возможности убедить владельца ресурса заключить контракт на предлагаемых условиях.

Глава 3. Применение способов учета рисков и минимизации последствий их реализации к проекту по добыче нефти в Казахстане

3.1 Анализ чувствительности исходного проекта к изменению различных факторов

Для того, чтобы продемонстрировать чувствительность нефтегазовых проектов к риск-факторам, а также проверить гипотезу о том, что реструктуризация проектов, нацеленная на придание решениям инвестора большей гибкости, способна снизить влияние риск-факторов на прибыльность проекта, был выбран проект компании "ЛУКОЙЛ-Оверсиз" в Казахстане. Вводные количественные данные проекта были несколько изменены в целях сохранения конфиденциальности. Добываемый в данном проекте ресурс - нефть (общий объем извлекаемых за период разработки запасов равняется 414 млн. баррелей). Период действия проекта: 1995-2023 годы. По типу контракта данный проект является концессией. Соответственно, компания осуществляет в пользу государства следующие основные выплаты: бонусы (по достижении конкретных объемов добычи нефти), налог на добычу нефти (MET - mineral extraction tax), рентный налог на экспорт, налог на сверхприбыль, выплачиваемый после достижения прибылью определенного рубежа (EPT - excess profit rate). При сценарии цен, капитальных и операционных затрат, заложенных в начале действия проекта, он должен был принести компании порядка 1 520 млн долларов (см. Приложение № 1).

Прежде чем проверить, как использование контракта СРП или метода реальных опционов повлияет на стоимость проекта, нами была оценена чувствительность изначальной модели к некоторым риск-факторам, которые количественно выражены в модели. Для оценки чувствительности менялся один фактор модели при сохранении неизменными остальных факторов. Было проверено, как меняется величина приведенного денежного дохода проекта в зависимости от изменения цены, капитальных и операционных затрат. Полученные результаты можно видеть в таблице.

Табл. № 2 "Зависимость изменения приведенной стоимости проекта от изменения различных факторов для проекта в условиях концессии"

Расчеты показывают, что в некоторых случаях отклонение анализируемых факторов от прогнозных значений может привести к значительному уменьшению приведенной стоимости проекта. При этом следует помнить, что мы проверяли чувствительность к какому-либо фактору, предполагая неизменным значение остальных факторов. На практике же изменение факторов может быть взаимосвязано и может оказывать взаимное влияние друг на друга. Например, увеличение капитальных затрат из-за введения санкционного режима и необходимости покупать более дорогое, хотя и менее эффективное отечественное оборудование, может привести и к увеличению операционных издержек вследствие более высокой стоимости обслуживания отечественного оборудования.

Как можно видеть из проведенных расчетов, среди выбранных для анализа факторов наибольшее влияние на изменение стоимости проекта оказывает изменение цены на нефть (см. также Рис. № 3). При уменьшении цены на нефть для всего срока реализации проекта на 40% (и сохранении неизменными остальных факторов) стоимость проекта уменьшается на 65,5%. В то же время аналогичное увеличение цены на 40% приводит к гораздо меньшему положительному эффекту: приведенная стоимость проекта растет только на 27%. Изменение капитальных и операционных затрат в сторону увеличения или уменьшения на равную величину приводит к примерно одинаковому по модулю эффекту. Причина получения такой связи может быть предметом отдельного обсуждения.

Рис. № 3 "Чувствительность ДNPV к ДP, ДCAPEX, ДOPEX в условиях концессии"

Источник: расчеты автора

Что касается изменения цены, то мы можем видеть из практики, что столь сильные колебания цены на нефть, как мы предположили при оценке чувствительности, являются вполне реалистичными. С августа 2014 года цена на нефть уменьшилась на 42% к декабрю 2014 года. Чувствительность изменения стоимости проекта к изменению объёма капитальных затрат, вопреки ожиданиям, намного меньше, чем к изменению цены: увеличение капитальных расходов на 40% может привести к падению стоимости проекта на 10%. Однако здесь важно учитывать тот факт, что, если происходит превышение сметы по капитальным затратам в таких крупных проектах, как проекты по добыче нефти, то это превышение зачастую составляет не 40%, а 100%, 200% и больше [42]. Соответственно, вклад изменения капитальных затрат в изменение стоимости проекта в конечном итоге может быть очень значительным. Здесь уместно повторить о возможности использования кривой обучения как способа сократить капитальные расходы в будущем. Что касается чувствительности изменения стоимости проекта к изменению операционных затрат, то она достаточно невелика: увеличение операционных затрат на 40% при прочих неизменных может привести к уменьшению стоимости проекта на 7%.

3.2 Применение к рассматриваемому проекту условий СРП

Проверив чувствительность проекта к изменению ряда факторов в условиях концессии, перейдем к тестированию гипотезы о том, что реструктуризация проекта в соглашение о разделе продукции способна снизить чувствительность стоимости проекта к реализации определенных рисков. Итак, исходный проект был посчитан в условиях СРП (см. Приложение № 2). Учитывая, что в Казахстане все новые проекты заключаются на условиях концессии, а последние СРП-соглашения были заключены в 1990е годы, за основу для новой модели были взяты условия не только действующих СРП Казахстана, но и СРП других стран (в частности, Азербайджана как еще одной постсоветской республики). Пул прибыли был разделен на cost oil и profit oil в пропорции 60% на 40%. Пропорция раздела profit oil между государством и компанией была задана как переменная, зависящая от изменения R-фактора. Из налогов и иных выплат государству в условиях СРП компания выплачивает бонусы, экспортную пошлину и налог на прибыль. При таких условиях приведенная стоимость проекта получилась равной 669 млн $, а чувствительность изменения стоимости проекта к изменению цены на нефть, изменению капитальных и операционных затрат оказалась выше, чем при изначальных условиях (см. Табл. № 3).

Табл. № 3 "Зависимость изменения приведенной стоимости проекта от изменения различных факторов для проекта в условиях СРП"

Можно видеть, что стоимость проекта в условиях СРП по-прежнему наиболее чувствительна к изменению цены на нефть: при снижении данного фактора на 40% на протяжении всего срока реализации проекта стоимость проекта при прочих неизменных факторах может упасть на 83% (также см. Рис. № 4). При увеличении капитальных или операционных затрат на 40% стоимость проекта упадет на 17%.

Рис. № 4 "Чувствительность ДNPV к ДP, ДCAPEX, ДOPEX в условиях концессии"

Источник: расчеты автора

Таким образом, мы видим, что проект при заданных нами условиях СРП приносит меньшую доходность, чем при режиме концессии, и оказывается более чувствителен к рискам. Тем не менее, этот результат не опровергает изначальную гипотезу о том, что гибкость контракта СРП позволяет компании снизить влияние рисков на свой доход, а скорее подчеркивает сложность и важность правильного подбора условий договора. При другом соотношении cost и profit oil, а также иной пропорции раздела прибыли можно повысить приведённую стоимость проекта. В то же время в поисках таких выгодных условий компания может столкнуться с двумя серьезными сложностями. Первая из них - несговорчивость государства. Как уже говорилось ранее, в некоторых государствах условия СРП прописаны на законодательном уровне, что изначально по максимуму учитывает интересы государства и не оставляет добывающей компании пространства для переговоров. Другая сложность заложена в механизме компенсации затрат. Из-за того, что на компенсацию затрат может быть потрачена только ограниченная часть прибыли, гибкость условий, согласно которым происходит раздел прибыли, в какой-то момент перестает компенсировать компании ухудшение части переменных проекта. Допустим, если одновременно произойдет падение цен на нефть и увеличение капитальных затрат, то одновременно уменьшится размер компенсационной части прибыли (из-за уменьшения прибыли в целом) и увеличатся затраты, требующие компенсации. Это окажет прямое влияние на R-фактор и будет способствовать перераспределению в пользу компании большей доли profit oil. До какого-то предела, требующего расчетов отдельно для каждого проекта, это увеличение profit oil будет больше, чем убытки от невозмещенных капитальных затрат, но если увеличение последних окажется слишком большим, то его невозможно будет компенсировать за счет увеличения доли в profit oil. Таким образом, более детальное рассмотрение механизма СРП показывает, что возможности СРП в минимизации влияния рисков на доходность проекта хотя и заложены в механизм, однако ограничены в своей эффективности.

3.3 Применение к рассматриваемому проекту метода реальных опционов

Как уже было сказано раньше, одним из способов добавить решениям инвестора гибкости и продемонстрировать эту гибкость при оценке проекта является использование реальных опционов. С помощью данного метода мы можем, например, оценить, какой доход принесет проект, если отложить начало его реализации на несколько лет или выйти из него досрочно при неблагоприятной ценовой конъюнктуре. Также с его помощью мы можем выбрать, заниматься сейсморазведкой самостоятельно или отдать это на аутсорсинг; использовать собственное оборудование или взять его в лизинг и т.д.

Задействованный нами в качестве примера в данной работе проект добычи нефти в Казахстане мы оценим при условии одновременного наличия двух опционов: опциона на откладывание на любой срок осуществления капитальных затрат, необходимых для начала добычи, и опциона на выход из проекта (прекращение добычи) навсегда и без дополнительных затрат. Для расчетов предположим, что цена на нефть изменяется стохастически и описывается геометрической биномиальной зависимостью на протяжении 29 лет, после чего сохраняется на том уровне, который примет в последний, 29 год. Также, в целях упрощения расчетов из налогов оставим только налог на добычу ресурса (MET), эквивалентный по своей сути роялти; будем считать, что ежегодные уровни добычи, капитальных и операционных затрат постоянны; добыча и, соответственно, осуществление операционных издержек продолжаются на протяжении бесконечно долгого периода времени, капитальные затраты необходимо осуществлять на протяжении четырех лет. В Приложении № 3 можно видеть результаты расчетов.

Оценка проекта происходит в соответствии со следующей логикой: инвестор как будто бы находится на последнем шаге реализации проекта и принимает решение о том, что делать с проектом, в этой финальной точке, после чего отступает на шаг назад и снова принимает решение о том, что ему делать уже в этой точке. При этом инвестор как будто поочередно находится в двух разных плоскостях принятия решения.

Сначала инвестор находится в той плоскости, где капитальные затраты для осуществления добычи уже понесены. В этой плоскости, когда наступает 29 год, инвестор решает, либо это будет последний год добычи, и он получит выручку только от добычи этого года; либо он будет продолжать добычу и дальше, и получит выручку от добычи этого года, а также от добычи будущих периодов (с учетом дисконтирования) уже при детерминистской цене. Затем инвестор "возвращается" в 28 год и решает, либо это последний год осуществления добычи, и он получит доход только от этого года, либо он продолжает добычу, и тогда цена с некоторой вероятностью пойдет вверх или вниз, и он получит дисконтированный доход от будущей добычи с учетом возможности реализации обоих сценариев движения цены. Таким образом, инвестор доходит от конца проекта к его началу - самому первому году добычи, и видит приведенную стоимость проекта с учетом стохастического движения цены и наличия опциона на безвозмездный выход из проекта.

Для того, чтобы продемонстрировать использование второго опциона - на откладывание осуществления капитальных затрат, необходимых для начала добычи, необходимо также рассмотреть весь проект с последнего, 29, шага до самого первого, однако уже в новой плоскости. Здесь, находясь на 29 шаге, инвестор решает, либо не осуществлять капитальных затрат и, соответственно, получить доход от проекта, равный нулю (считаем, что это последний год, когда можно осуществить капитальные затраты), либо осуществить капитальные затраты и получить доход, соответствующий 29 шагу в предыдущей плоскости рассмотрения (где считалось, что капитальные затраты уже осуществлены). Далее, на 28 шаге, если инвестор решает отложить инвестиции, то "получит" средневзвешенную стоимость возможности принять решение об инвестициях еще раз на следующем шаге при условии того, что цена может пойти как вверх, так и вниз. Если же инвестор решает осуществить капитальные затраты в этом периоде, то получит доход из первой плоскости принятия решений (где капитальные затраты уже якобы осуществлены) с учетом всех возможных реализаций цены за время осуществления всего объема капитальных затрат. Так, дойдя уже в этой плоскости принятия решений до первого года, инвестор получит оценку стоимости проекта с учетом двух опционов - и на отсрочку реализации проекта, и на выход из него.

Сравнивать полученную стоимость со стоимостью изначального проекта, оцененной методом NPV, будет некорректно, поскольку условия проекта были изменены для оценки методом опционов. Однако если сравнить оценку упрощенного проекта методом опционов с оценкой упрощенного проекта методом NPV, то первая будет в два раза больше: 1 527 млн.$ против 836 млн.$ (см. Приложение 3). Таким образом, оценка методом реальных опционов иллюстрирует, насколько важно для инвестора иметь возможность принимать и менять решения по ходу реализации проекта, чтобы адекватно реагировать на изменение влияющих на проект факторов. Преимущество реальных опционов также в том, что можно придумывать большое количество их условий, вариантов и комбинаций и совмещать их при оценке одного проекта. Также оценка методом реальных опционов может продемонстрировать, каким образом инвестору лучше структурировать свой проект. Например, разделить проект на этапы, соответствующие необходимости осуществления нового объема инвестиций. Эти этапы могут быть выделены как внутри одного проекта и лицензии, так и являться самостоятельными подпроектами. В первом случае после достижения очередного этапа условия договора со страной-хозяйкой ресурса могут обсуждаться заново и пересматриваться. Во втором случае, компания должна с чистого листа принимать решение о том, участвовать ли ей в реализации следующего этапа или заняться другим проектом. Кроме того, можно изначально заложить в условия договора возможность опциона при реализации определенного сценария (геологических факторов, макроэкономических условий, политических обстоятельств). Например, при достижении ценой нефти определенного порога компания может заморозить добычу нефти, при этом срок ее лицензии на добычу будет продлен на период заморозки. Или при развязывании войны в неспокойном регионе (что актуально, в частности, для российских компаний в Ираке) компания получает опцион: или продолжать добычу без гарантий захвата ее промыслов, или выходить из проекта, получив "отступные". Метод реальных опционов также может наглядно продемонстрировать эффект от следования кривой обучения на сокращение издержек. Ведь следование кривой обучения - это не только получение экономии на издержках, но и прежде всего необходимость осуществления инвестиций в знания и технологии, которые помогут сэкономить в будущем. Таким образом, перед инвестором стоит задача определить, что выгоднее: осуществить инвестиции Invo в периоде to и получить экономию в периодах t+1,…,tn или отложить инвестиции, а если так - то насколько. Реальные опционы как раз подходят для того, чтобы решить эту задачу.

Учитывая все вышесказанное, важно помнить, что реальные опционы способны продемонстрировать не только то, к каким негативным последствиям для стоимости проекта может привести реализация определенного риска, но и какой выигрыш можно получить, принимая данный риск. Иными словами, с помощью реальных опционов можно рассматривать риск как "потенциальный источник стоимости" [25]. Если, например, проект является невыгодным при текущей конъюнктуре цен, то компания может, не отказываясь от проекта, рассчитать с помощью метода реальных опционов, при каких обстоятельствах проект станет рентабельным, существуют ли в принципе такие обстоятельства, и далее экспертно оценить, насколько вероятно в ближайшем будущем наступление таких обстоятельств.

Заключение

В современных меняющихся условиях для проектов, требующих больших инвестиций, длительного горизонта планирования и отличающихся сложным процессом принятия решений, как никогда важно учитывать при оценке и реализации вероятность осуществления различных рисков, а также искать пути их минимизации.

В данной работе были всесторонне рассмотрены различные риски, сопутствующие реализации нефтегазовых проектов; были определены источники их происхождения и предложены варианты их классификации.

Также был проведен анализ трех взаимодополняющих способов учесть риски и минимизировать последствия их реализации на приведенную стоимость нефтегазового проекта.

Первый из методов - метод реальных опционов- призван максимально учесть риски при оценке проекта и продемонстрировать, какой положительный эффект на стоимость проекта оказывает возможность инвестора менять решения по ходу реализации проекта в связи с изменениями среды и получением новой информации. Данный метод подходит для работы с самыми разными рисками.

Второй метод - следование кривой обучения - подходит для минимизации тех рисков, которые тем или иным образом могут быть связаны с технологиями (геологический, проектный, логистический, экологический риски и проч.). Помимо этого, следование кривой обучения (по сути, ее основная цель) способствует снижению издержек компании, что может создать "запас" стоимости на случай реализации иных, неуправляемых рисков.

Наконец, третий вариант, - это замена более распространенного концессионного договора на соглашение о разделе продукции. Преимущество СРП в том, что компенсация затрат и раздел прибыли в нем происходят в зависимости от динамики доходов и расходов, генерируемых проектом.

По завершении теоретического обзора указанных методов минимизации последствий от реализации рисков, нами была рассмотрена чувствительность реального проекта компании ПАО "ЛУКОЙЛ" к изменению ряда факторов, из которых цена на нефть оказала наибольший эффект на приведенную стоимость проекта. Также изначальный проект был поочередно оценен в условиях СРП и с помощью метода реальных опционов (сводные результаты оценки и анализ преимуществ и недостатков рассматриваемых методов учета рисков и минимизации их последствий приведены в приложении № 4). Применение к проекту условий СРП не привело к ожидаемому результату в виде увеличения стоимости проекта. По всей видимости, причина может заключаться либо в необходимости более тщательной подборки параметров СРП, либо в ограниченных возможностях данного контракта в отношении минимизации последствий рисков для дохода, получаемого компанией.

Также на примере проекта было рассмотрено использование двух опционов: на отсрочку и на выход. Результаты моделирования показали, что стоимость проекта с учетом опционов оказалась выше классической оценки методом дисконтированного денежного потока. Это свидетельствует об эффективности данного метода в вопросе учета влияния рисков на стоимость проекта. Однако для практической пользу условия реальных опционов должны быть перенесены в условия договора: например, в возможность выхода из проекта при определенных макроэкономических условиях с получением компенсации или возможность отложить реализацию проекта с продлением срока лицензии.

В дальнейших работах представляется интересным сосредоточиться именно на применении метода реальных опционов к оценке проектов. В частности, на совершенствовании аппарата оценки, популяризации метода на практике и возможности переноса теоретической модели в реальные условия договора.

Список используемой литературы

1. Adler P., Clark K.// Behind the Learning Curve: A Sketch of the Learning Process, Management Science, Vol. 37, 3 (Mar., 1991), 267-281

2. Cuddington J., Moss D., Technological Change, Depletion, and the U.S. Petroleum Industry// The American Economic Review, Vol. 91, 4 (Sep. 2001), 1135-1148

3. Energy view to 2035: comparison with EIA, BP & XOM, Global Trends Service, WoodMackenzie, 2016 http://www.woodmac.com

4. Fri R., The Role of Knowledge: Technological Innovation in the Energy System// The Energy Journal, Vol.24, 4, Special Issue in Honor of Hans Landsberg and Sam Schurr (2003), 51-74

5. Future outlook: the offshore oil&gas industry in 2015, offshore-technology.com, 2015 http://www.offshore-technology.com/features/featurefuture-outlook-the-offshore-oil-gas-industry-in-2015-4443293/

6. General characteristics of the petroleum industry and its price problems, Price research in the Steel and Petroleum Industries, Committee on Price Research, National Bureau of Economic research, 1939 http://www.nber.org/chapters/c5803.pdf

7. Jafarizadeh B., Bratvold R., Oil and gas exploration valuation and the value of waiting// Engineering Economist, 60, 2015, 245-262

8. Kazakhstan Oil and Gas Tax Guide, EY, 2014 http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-KZ-Oil-and-Gas-Tax-guide-2014-Eng/$FILE/EY-KZ-Oil-and-Gas-Tax-guide-2014-Eng.pdf

9. Kuzhimova A., Is it economically justified for oil producing countries to use production sharing agreements? A case study of Kazakhstan// CAR (Centre for Energy, Petroleum and Mineral Law and Policy Annual Review), Vol. 12, 2007

10. Lohrenz J., Horizontal Oil and Gas Wells: the Engineering and Economic Nexus// The Energy Journal, Vol.12, 3 (11991), 35-53

11. Making real options real, The McKinsey Quarterly, № 3, 1998, pp. 128-141

https://faculty.fuqua.duke.edu/~charvey/Teaching/BA456_2006/McK98_3.pdf

12. Morse W., Reporting Production Costs That Follow the Learning Curve Phenomenon// The Accounting Review, Vol. 47, 4 (Oct., 1972), 761-773

13. Qiu X., Wang Z., Xue Q., Investment in deepwater oil and gas exploration projects: a multi-factor analysis with a real options model// Petroleum Science, 12, 2015, 525-533

14. The reality of Investment Risk, Financial Industry Regulatory Authority, 2016 http://www.finra.org/investors/reality-investment-risk

15. Sadvakassov D., Orazgaliyev S., Key factors in attracting foreign direct investment in the oil and gas industry of Kazakhstan// Life Science Journal, 11 (12s), 2014, 686-690

16. Smith J., Mccardle K., Options in the real world: lessons learned in evaluating oil and gas investments// Operations research, Vol. 47, 1, January-February, 1999

https://faculty.fuqua.duke.edu/~jes9/bio/Options_in_the_Real_World.pdf

17. Taxation in Kazakhstan, McGuireWoods Kazakhstan https://www.hg.org/article.asp?id=6046

18. Taxation in Kazakhstan, Prime Group http://prime-group.kz/pdf/20TAXATION.pdf

19. Zettl M., Valuing exploration and production projects by means of option pricing theory, M. Zettl// International Journal of Production Economics, 78 (2002), 109-116

20. Zhu L., Zhang Z., Fan Y., Overseas oil investment projects under uncertainty: how to make informed decisions?// Journal of policy modeling, 37, 2015, 742-762

21. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д. и др., Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности - М.,1997

22. Бахрамов Ю.М., Глухов В.В., Финансовый менеджмент - СПб.: Питер, 2011. - 2-е изд. Стандарт третьего поколения. - 496 с.

23. Виленский П.Л., Смоляк С.А., Парадоксальное поведение участника раздела продукции// Исследование российской экономики. 2010. С. 150-159. http://ecsocman.hse.ru/data/2010/04/02/1210264154/NEA-2009-1-2_150-160.pdf

24. Годовой отчет ОАО "ЛУКОЙЛ", 2014 http://www.lukoil.ru/materials/doc/AGSM_2015/LUKOIL_AR_rus_2014.pdf

25. Зиятдинов А.Ш., Метод реальных опционов для оценки инвестиционных проектов// Экономика и управление. № 3(64). 2010. С. 144-148 http://ecsocman.hse.ru/data/2011/06/16/1267351508/28.pdf

26. Имамов Р.Р., К вопросу о классификации рисков инвестиционных проектов в нефтегазовой промышленности// Актуальные вопросы современной науки.2014. № 31. С 52-61 http://cyberleninka.ru/article/n/k-voprosu-o-klassifikatsii-riskov-investitsionnyh-proektov-v-neftegazovoy-promyshlennosti

27. Карибжанов А., Кашаган - это плата за независимость// Форбс-Казахстан. 2013. http://forbes.kz/process/education/aydan_karibjanov_kashagan_eto_plata_za_nezavisimost

28. Ковалёв С.Ю., Материалы к занятию 26.11.2015 НИС "Проблемы формирования энергетических рынков", факультет мировой экономики и мировой политики, НИУ-ВШЭ. 2015.

29. Конопляник А., Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов - рейтинговая оценка рисков// Инвестиции в России. 2001. № 9.

http://www.konoplyanik.ru/ru/publications/300/300.htm

30. Конопляник А., Лебедев С., Проектное финансирование в нефтегазовой промышленности: мировой опыт и начало применения в России// Нефть, газ и право. № 1, 2007

31. Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. и др., Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов -М.: Экономика, 2001. - 421 с.

32. Крук М., Риск - дело прогнозируемое// Нефть России, специальный выпуск "Ресурсы шельфа". 2011. С. 28-31.

33. Курушина Е.В., Неустроев Д.В., Оценка стоимости месторождения нефти на основе метода применения реальных опционов, Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2004

34. Мазурина Е.В., Оценка стоимости ресурсов углеводородов в условиях высокой степени неопределенности// Нефтегазовая геология. Теория и практика. № 2. Т. 6. 2011. http://www.ngtp.ru/rub/3/13_2011.pdf

35. Мамедов В., Соглашение о разделе продукции в Азербайджанской республике: налоговые аспекты// Аудит и финансовый анализ (6). 2009. http://auditfin.com/fin/2009/6/Mamedov/Mamedov%20.pdf

36. Маринина О.А., Классификация и методы учета инвестиционных рисков нефтегазовых проектов// Записки Горного Института. 2013. Т 205. С. 202-207 http://pmi.spmi.ru/sites/default/files/pdfarticle/202-207.pdf

37. Материалы Всероссийской научно-практической конференции "Управление рисками на предприятиях нефтегазовой отрасли", Москва, 2013

38. Материалы лекций "Нефть: от месторождения до потребителя" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" для студенческой секции SPE в МГУ им. М.В. Ломоносова. 2016.

39. Нефтегазовая отрасль - 10 основных бизнес-рисков, EY, 2012 http://www.ey.com/RU/ru/Industries/Oil---Gas/Turn-risk-and-opportunities-into-results--oil-and-gas---The-top-10-risks

40. Обзор нефтегазовой отрасли в СНГ - основные итоги 2010 года, Ernst&Young, 2010 http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Oil-and-Gas-Trends-Review-2010-2011/$FILE/Oil-and-Gas-Trends-Survey-2010-2011.pdf

41. Родионов И.И., Протасов В.С., Учет отраслевых факторов при анализе инвестиционного поведения компаний (на примере нефтегазовой отрасли) // Корпоративные финансы, № 4(16). 2010. С.41-51

https://www.hse.ru/pubs/share/direct/document/64565690

42. Фливбьорг Б., Брузелиус В., Ротенгаттнер В., Мегапроекты и риски. Анатомия амбиций. Б. - Москва: Альпина Паблишер, 2014. - 288 стр.

Материалы службы новостей "Интерфакс-АНИ"

43. Материалы информационного агентства "Интерфакс-Украина" http://interfax.com.ua/

44. Материалы "РИА-Новости" http://ria.ru/

45. Материалы агентства экономической информации "Прайм" https://www.1prime.ru/

46. Материалы РБК http://www.rbc.ru/

47. Материалы информационного агентства "Тасс" http://tass.ru/

48. Материалы делового журнала "Эксперт" http://expert.ru/

49. http://www.banki.ru/products/currency/usd/

50. http://inosmi.ru/world/20151030/231100459.html

51. news.yandex.ru/

Приложение 1. Оценка проекта по добыче нефти в Казахстане в условиях концессии

Приложение 3. Применение к проекту по добыче нефти в Казахстане метода реальных опционов

Приложение 4. Сравнение трех методов учета рисков и минимизации их последствий для стоимости нефтегазового проекта

Размещено на Allbest.ru