Результаты сравнения сценарных условий реализации проекта отражены в таблице ниже:

Таблица 8

Промежуточные расчеты представлены в Таблице 8.

Результаты расчета подтверждают, что наличие собственного сервиса при наступлении экологической катастрофы более выгодно для компании-оператора, чем использование аутсорсинга. Однако стоит отметить, что результаты расчета напрямую зависят от ставки дисконтирования, размера штрафов и других показателей, способных сильно поменять результаты расчета. Кроме того, в модели рассмотрены «полярные» ситуации: при собственном сервисе в случае наступления аварии штрафы платит оператор, при аутсорсинге штрафы полностью выплачивает подрядчик. В реальной жизни им приходится разделять риски, хотя и основную часть расходов, например, по ликвидации аварийного разлива (что не входит в размер штрафов в расчете) несет оператор.

Подход, отражающий основные факторы и условия взаимодействия оператора и подрядчика, представлен на Рисунке 12. Компания-оператор выбирает альтернативы, сравнивая такие факторы, как:

§ Соотношение стоимости собственного сервиса и аутсорсинга;

§ Соотношение таких величин, как вероятность аварии, помноженная на экологический штраф и разница в стоимости аутсорсинга и собственного сервиса;

§ Вероятность аварии, помноженная на штраф и стоимость страховки;

§ Зрелый или незрелый рынок страхования (предусмотрены ли механизмы компенсации ущерба, покрывает ли верхний предел возмещения убытков ущерб от аварии)

§ Зрелый или незрелый рынок нефтесервисных услуг (стоимость нефтесервисных услуг сильно завышена, рынок монополизирован).

Рассмотрим результаты оценки модели по основным направлениям.

Была определена коммерческая эффективность проекта с помощью показателя дисконтированного потока наличности (NPV), а также другие показатели оценки проекта - срок окупаемости, внутренняя норм доходности проекта. Несмотря на то, что величина NPV оказалась отрицательной, не следует делать однозначный вывод о том, что проект не принесет высокий уровень дохода. Результаты зависят от выбора ставки дисконтирования, доли реализации нефти на внешнем рынке и динамики затрат.

Мы можем говорить о том, что проект окупается, несмотря на довольно долгий период (40 лет с учетом дисконтирования).

Проведем анализ чувствительности денежного потока по месторождению «Приразломная» по отношению к ставкам налоговых платежей и капитальным затратам по проекту. Уменьшение НДПИ и роялти в два раза приводит к увеличению денежного потока на 16%, а уменьшение капитальных затрат на 10% увеличивает денежный поток на 21%.

Таким образом, данный проект еще раз доказывает тот факт, что шельфовые месторождения в России демонстрируют относительно низкую рентабельность по причине высоких налоговых ставок по НДПИ и завышенных издержек, как в случае с проектом «Приразломная». Штрафы за разливы нефти и прочие виды загрязнений окружающей среды еще более ухудшают финансовую устойчивость проекта.

Возможным решением видится разделение экологических рисков не только между оператором и подрядчиком, но и между компанией и государством с тем, чтобы гарантировать финансовое покрытие разлива нефти и ликвидацию последствий.

Подводя итоги, решение, которое принимает компания-оператор при выборе формы взаимодействия с подрядчиком, зависит не только от NPV, но и от таких факторов, как: ценообразование на рынке нефетесервисных услуг, соотношение стоимости аутсорсинга и стоимости внутреннего сервиса, механизмов страхования экологических рисков.

Модель оценки экономической эффективности проекта продемонстрировала, что компании-оператору может быть выгодно не выводить нефтесервис из своих активов. Это доказывает и стремление нефтяных компаний (например, Роснефти) к созданию собственных нефтесервисных услуг на базе дочерних предприятий ввиду сильного повышения цен на услуги нефтесервисных компаний.

Заключение

В работе проводился анализ взаимодействия нефтегазовых компаний и подрядчиков с позиции экологической безопасности на примере аварии в Мексиканском заливе.

В ходе работы была достигнута основная цель исследования - было проанализировано взаимодействие нефтегазовых компаний и подрядчиков в различных формах с позиции влияния их взаимодействия на экологическую безопасность и определены меры по повышению эффективности этого взаимодействия для целей экологической безопасности.

Рассмотрим подробнее результаты проделанной работы:

§ Была проведена оценка нефтесервисного рынка, российского и мирового.

Так как подрядчики выполняют до 80% работ в нефтедобывающих проектах, сопряженных с высокими рисками, в т.ч. для экологии, нефтесервисный рынок чрезвычайно важен с точки зрения регулирования экологических рисков. Как российский, так и мировой нефтесервисные рынки динамично развиваются с тенденцией заключения крупных сделок по слиянию и поглощению. Крупнейшим сегментом мирового нефтесервисного рынка является оффшорное бурение.

§ Особенность российского нефтесервисного рынка - высокая доля дочерних нефтяных и иностранных компаний.

1. Книжников А., Уилсон Э. Управление подрядчиками в нефтегазовой отрасли как фактор экологической безопасности//WWF России, 2010

2. Виноградов С. Долгосрочные последствия аварии в Мексиканском заливе.2010. ОПЕК.ru. Экспертный сайт Высшей школы экономики.

3. Марков Н. Сервис нынче в цене. Анализ и прогноз. //Нефтяной сервис, 2012.

4. Гринпис России. Нефть в Балтийском море по 70 рублей за тонну, http://www.greenpeace.org/russia/ru/news/2014/10-02-2014_70_rubley_za_Baltiku/,10.02.2014

5. Лаптев В. Удержаться в тройке лидеров. Анализ и прогноз//Нефтяной сервис, 2012.

6. Российский рынок нефтесервисных услуг. РосБизнесКонсалтинг.2013

7. Храпова О. Актуальные вопросы правового регулирования отдельных видов нефтесервисных контрактов.//Журнал "НефтьГазПраво"

8. № 2. 2012.

9. Ануров В.Н. Оговорка об освобождении от ответственности в нефтесервисных договорах "НефтьГазПраво" № 3. 2012.

10. Котлячкова А. Джозеф Дж. Модельные договоры AIPN: международная правоприменительная практика и возможность адаптации к применению в России. Нефтегаз, Энергетика и Законодательство. №1. 2012.

11. Решение «О проблемах правового регулирования охраны морей от загрязнения нефтью и другими вредными веществами". Государственная Дума Федерального Собрания Российской Федерации пятого созыва. Комитет по природным ресурсам, природопользованию и экологии. 7 июня 2010.

12. Конвенция Организации Объединенных Наций по морскому праву.

13. Разливы нефти. Проблемы, связанные с ликвидацией последствий разливов нефти в Арктических морях. WWF России. 2007.

14. Мексиканский Залив: уроки аварии.// Безопасность труда в промышленности. 2012, май

15. Федеральный закон от 30 декабря 1995 № 225-ФЗ «О соглашениях о разделе продукции»

16. Федеральный закон о внесении изменений в федеральный закон «О континентальном шельфе Российской Федерации» и Федеральный закон «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне российской федерации»

17. Федеральный Закон РФ "О недрах" от 21.02.1992 N 2395-1

18. Федеральный закон от 30 ноября 1995 г. N 187-ФЗ "О континентальном шельфе Российской Федерации"

19. Cheryl McMahon. Anderson M. Mayes R. Update of Occurrence Rates for Offshore Oil Spills. June, 2012

20. Lynn Scarlett, Igor Linkov, and Carolyn Kousky. Risk Management Practices: Cross-Agency Comparisons with Minerals Management Service. Current Practice and Emerging Trends-Dundee University Press. 2007.

21. Timur Makarov. Indemnity in the international oil and gas contracts: key features, drafting and interpretation. 2011.

22. Gordon, G., Risk Allocation in Oil and Gas Contracts in Oil and Gas Law. 2012

23. Deepwater Management//BCG review, 2010.

24. Wilson, E. and J. Kuszewski (2011) Shared value, shared responsibility: a new approach to managing contracting chains in the oil and gas sector, IIED, London.

25. Peter Cameron. Liability for Catastrophic Risk in the Oil and Gas Industry. Centre for Energy, Petroleum and Mineral Law and Policy, University of Dundee, United Kingdom, 2012.13 p.

26. Peter McLauchlan. 2010. Offshore contracts. Maritime Business forum.

27. Dominique Tissot, Energy performance contracts $ energy service companies: legal requirements & challenges// AEB Business quarterly. 2013.

28. Chidi Egbochue. Reviewing `knock for knock' indemnities following the Macondo Well blowout//Construction law international. 2013. No 7.

29. Ben H. Welmaker. Deepwater Horizon BP Well Blowout. Contractual Indemnities/Statutory Liability/Effect on US Gulf of Mexico Oil and Gas Industry. Baker&McKenzie.2011.

30. Deepwater Horizon Accident investigation report. BP. 2010.

31. Joseph E. Aldy Real-Time Economic Analysis and Policy Development During the BPDeepwater Horizon Oil Spill.Harvard Kennedy School. 2011.

32. Robert Muir-Wood The Macondo, Gulf of Mexico, Oil Spill. Insurance Implications. RMS. 2010.

33. Roger M. Cooke, Heather L. Ross, and Adam Stern. Precursor Analysis for Offshore Oil and Gas Drilling: From Prescriptive to Risk-Informed Regulation. 2011

34. Alan Krupnick, Sarah Campbell, Mark A. Cohen, and Ian W.H. Parry. Understanding the Costs and Benefits of Deepwater Oil Drilling Regulation. 2011.

35. Robert Anderson, Mark A. Cohen, Molly K. Macauley, Nathan Richardson, and Adam Stern Organizational Design for Spill Containment in Deepwater Drilling Operations in the Gulf of Mexico: Assessment of the Marine Well Containment Company (MWCC).2011

36. Mark A. Cohen, Madeline Gottlieb, Joshua Linn, and Nathan Richardson. Deepwater Drilling: Law, Policy, and Economics of Firm Organization and Safety.2011

37. Lynn Scarlett, Igor Linkov, and Carolyn Kousky Risk Management Practices: Cross-Agency Comparisons with Minerals Management Service.2011

38. Lucija Muehlenbachs, Mark A. Cohen, and Todd Gerarden. Preliminary Empirical Assessment of Offshore Production.Platforms in the Gulf of Mexico.2011

39. Effects of Oil and Gas Activities in the Arctic Ocean Supplemental Draft Environmental Impact Statement Volume 3: Chapters 7-8, Figures, and Appendices. United States Department of Commerce National Oceanic and Atmospheric Administration National Marine Fisheries Service Office of Protected Resources. 2013

40. U.S. Environmental Protection Agency, EPA's Clean Water Act Review of the Coalbed Methane (CBM) Industrial Sector, June 2007, http://www.epa.gov/guide/304m/2008/cmb-slides.pdf/08.

41. Oil Spills: The Deterrent Effects of Monitoring, Enforcement, and Public Information. In Issues of the Day: 100 Commentaries on Climate, Energy, the Environment, Transportation, and Public Health Policy,. Washington, DC:. 2010.p.58-59

Приложение