Высокорисковые нефтегазовые активы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Углеводородные источники энергии занимают значительную часть в энергопотреблении России и всего мира. Общеизвестно, что углеводороды относятся к невозобновляемым источникам энергии. На сегодняшний день одним из важнейших вопросов для стран и нефтегазовых компаний является восполнение и наращивание ресурсной базы. Крупным потенциалом для восполнения базы и поддержания производства могут стать ресурсы углеводородов альтернативные традиционным. В работе будут рассматриваться именно такие месторождения, которые в исследовании объединены общим названием «высокорисковые нефтегазовые активы/проекты». Под высокорисковыми активами будут приниматься следующие типы углеводородов: нефть низкопроницаемых пород, сланцевая нефть и сланцевый газ, нефть нефтяных сланцев (кероген) и нефть шельфовых проектов.

Недавняя технологическая революция в добыче нетрадиционных углеводородов позволила рассматривать компаниям возможность рентабельной добычи углеводородов, которые раньше являлись технологически не извлекаемыми.

Россия обладает значительными запасами и ресурсами углеводородов, которые попадают в категорию нетрадиционных. Например, к ним относятся Баженовская, Ачимовская и Тюменская свиты, нефть шельфовых проектов Арктики и Дальнего Востока. Этот ресурсный потенциал России еще придется освоить.

Актуальность данной работы обосновывается необходимостью привлечения иностранного инвестора с целью освоения высокорисковых российских активов.

Итак, объектом данного исследования являются высокорисковые нефтегазовые активы. В качестве примера месторождения для проведения практических расчетов рассмотрено шельфовое месторождение нефти и природного газа «Сахалин-1».

Предметом исследования - оценка рисков в формах совместного участия нефтегазовых при разработке высокорисковых проектов в России.

Под риском в данной работе принимается вероятность в ходе реализации проекта неблагоприятных ситуаций и последствий или вероятность потери части ресурсов или недополучения дохода.

Целью данной работы является оценить применимость подходов к разделу риска при реализации высокорисковых нефтегазовых проектов.

Для выполнения поставленной цели необходимо выполнить следующие задачи:

проанализировать актуальность привлечения иностранного инвестора для разработки высокорисковых активов в России;

изучить распределение рисков между участниками форм совместного участия на примере месторождения «Сахалин-1»;

рассчитать долю государственного участия в проекте «Сахалин-1» при складывающихся условиях.

Для выполнения поставленных целей и задач наиболее оптимальной представляется следующая структура выпускной квалификационной работы.

В первой главе систематизируются данные по основным тенденциям спроса на углеводороды, выявляются базовые драйверы спроса. Также рассматриваются особенности работы с высокорисковыми активами и российский потенциал по работе с месторождениями нетрадиционных углеводородов.

Вторая глава посвящена анализу рисков разработки высокорисковых проектов и методов их снижения. Представляется описание основных правовых форм кооперации с иностранными инвесторами в нефтегазовой отрасли России и раздел рисков в рамках этих режимов.

В третьей главе представлены практические расчеты, произведенные на основе данных профиля добычи проекта «Сахалин-1». Для определения рентабельности высокорискового проекта рассчитаны денежные потоки в режиме СРП и лицензионном режиме, а также на базе формулы Дж. Ф. Гоццолино произведены расчеты доли государства, которая максимизирует выгоду государства в проекте с учетом степени неприятия риска и существующих условий.

В работе обобщены исследования и отчеты мирового рынка традиционных и нетрадиционных углеводородов нефтегазовых компаний, энергетических агентств и консалтинговых компаний таких, как BP, ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», Международное энергетическое агентство, Энергетическое информационное управление США, СКОЛКОВО, Wood Mackenzie, E&Y, Deloitte, BDO.

Исследованию и анализу форм совместного участия в России посвящены труды ряда авторов. В первую очередь здесь следует отметить многочисленные монографии и публикации Ю.Н. Бобылева, В.Д. Зубаревой, В.Ф. Дунаева, О.С. Кириченко, А.А. Комзолова, А.А. Конопляника, М. М. Кунина, К.Н. Миловидова, А.С. Саркисова, Н.Э. Смирнова, М.А. Субботина и других.

Оценка и анализ рисков нефтегазовых проектов описаны в трудах А.Ф. Андреева, В.Д. Зубаревой, А.А. Конопляника и Дж. Ф. Гоццолино.

Методологической основой являются положения теории эффективности инвестиций в рыночной экономике, моделирование денежных потоков долгосрочных инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли, а также теории максимизации ожидаемой стоимости с учетом неприятия риска.



1. Факторы формирования спроса на углеводороды высокорисковых нефтегазовых активов

спрос углеводород риск актив

1.1 Мировые драйверы спроса на углеводороды

Общеизвестно, что нефть и природный газ относятся к невозобновляемым источникам энергии и на текущий момент для нефтегазовых компаний вопрос пополнения запасов углеводородов стоит достаточно остро.

Согласно Международному энергетическому обзору Энергетического информационного управления США спрос на энергоресурсы будет расти со среднегодовым темпом 1,5%. Причем рост спроса будет формироваться за счет развивающихся стран. Страны ОЭСР почти не будут оказывать влияние на рост потребления углеводородов, уровень спроса развитых стран останется приблизительно на текущем уровне.

Рисунок 1. Динамика энергопотребления 1990-2040 гг. (квадриллион BTU)

Аналитическая служба ОАО «ЛУКОЙЛ» также прогнозирует тенденцию к увеличению спроса на нефть, основным факторам для которой послужит рост мирового населения - к 2025 году население Земли увеличится более чем на 1,1 млрд человек. Еще одним драйвером роста спроса станет урбанизация и рост автомобильного транспорта в быстрорастущих странах Азии и Африки. По оценкам ЛУКОЙЛ спрос на жидкие углеводороды будет расти, со средним ежегодным темпом 1,2%.

Рисунок 2. Мировое население, млрд человек

Компания BP видит также основными потребителями энергоресурсов развивающиеся страны и в особенности Китай и Индию. Драйверами спроса послужат индустриализация и электрификация стран. По прогнозам аналитиков BP рост спроса будет на уровне 1.1%.

Таким образом, можно отметить, что существует очевидная мировая тенденция к стабильному росту спроса на углеводороды. Увеличение спроса происходит за счет роста населения, урбанизации, индустриализации и роста автомобильного парка развивающихся стран Азии. Для нефтегазовых компаний спрос является несомненным драйвером роста рынка. Более того, в условиях ограниченности ресурсов и доступа к ним спрос выступает в качестве технологического вызова, ввиду того, что каждая новая добытая баррель нефти достается компаниям все тяжелее и дороже.

1.2 Оценка потенциала российского рынка нетрадиционных ресурсов углеводородов

В российских реалиях государство предлагает решать проблемы восполнения запасов углеводородов и повышения уровня добычи за счет освоения континентального шельфа Арктики и Дальнего Востока, а также разработки месторождений низкопроницаемых пород сверхвязкой и сланцевой нефти Западной Сибири - Баженовская, Ачимовская и Тюменская свиты. Например, согласно энергетической стратегии Министерства энергетики РФ к 2030 году планируется увеличить долю нефти, добываемой в Восточной Сибири и Дальнего Востока с 3% до 18-19% от общей добычи нефти - в основном это шельфовые проекты.

Сегодня запасы традиционной нефти в России составляют не более 30% от общих запасов, соответственно, на остальную часть приходится тяжелая труднодобываемая нефть. Компании уже предпринимают попытки освоения месторождений трудноизвлекаемой нефти, однако соотношение при добыче обратное: на тяжелую нефть приходится 30% добычи, а на легкую - 70%, что влечет за собой увеличение доли тяжелой нефти в структуре запасов страны.

Наибольшая величина технически извлекаемых ресурсов сланцевой нефти, по мнению Международного энергетического агентства, находится на территории России - 75 млрд баррелей нефти. Большая часть этих ресурсов приходится на Баженовскую свиту. По прогнозу компании BP к 2030 году годовой объем добычи из низкопроницаемых пород достигнет 70 млн тонн.

Рисунок 3. Прогноз добычи нефти низкопроницаемыех пород в России

Следуя мировым тенденциям и отвечая требованиям спроса, нефтегазовые компании определяют в качестве одного из целевых показателей активности - коэффициент восполняемости или замещения запасов. (См. Таблица 1)

Таблица 1. Коэффициенты замещения запасов крупнейших российских ВИНК за 2013 г.

Название компании	Коэффициент замещения запасов
ОАО «НК Роснефть»	179%
ОАО «ЛУКОЙЛ»	100%
ОАО «Башнефть»	133%
ОАО «Газпромнефть»	333%
ОАО «Сургутнефтегаз»	191%

Российские нефтегазовые компании ежегодно стараются восполнить и нарастить запасы. Часто это происходит за счет доразведки уже разрабатываемых месторождений. Однако в последнее время ввиду изученности и истощения разведанных месторождений традиционной нефти компании все чаще обращают свое внимание на участки с нетрадиционной нефтью. Например, сегодня почти все крупнейшие российские нефтегазовые компании имеют лицензионные участки на Баженовской свите (см. Рисунок 4), ОАО «НК «Роснефть» расширяет свое присутствие на шельфе Арктики, а ОАО «Газпром» продолжает развивать проекты на Сахалине.

Рисунок 4. Добыча нефти из Баженовской свиты по компаниям



Сейчас в мире добывается около 1-2% нефти с затратами от 70 долл. США за баррель добытой нефти. По уровню издержек эти углеводороды можно отнести к трудноизвлекаемым. В России менее 1 % нефти добывается сегодня из месторождений Баженовской свиты - 800 тыс. тонн в 2011 году.

Рисунок 5. Динамика капитальных и операционных затрат отрасли 2001-2012 гг. долл. США/ барр.

Важно отметить, что каждое новое открытое месторождение является более капиталоемким и ресурсоемким, чем предыдущее, т.е. требует большего количества финансирования на геологоразведочные работы, разработку и добычу. Происходит увеличение средней стоимости поиска и извлечения баррели нефти. За последние 13 лет затраты на геологоразведку и добычу увеличились в 3 раза.

Единственным фактором, который способен упростить данный процесс, является технологическое развитие. Углеводороды, которые ранее относились к классу неизвлекаемые ресурсы, и не было такой технологической возможности и экономической необходимости извлечь их из пласта, на сегодняшний момент благодаря внедренным инновациям и технологиям могут быть добыты и являются экономически выгодными.

Качественно увеличить добычу трудноизвлекаемой нефти, по мнению специалистов Сколково, на данный момент компании не могут ввиду отсутствия технологий как у национальных, так и у иностранных.

Эксперты ОАО «РИТЭК» считают, что полномасштабная добыча нефти на Баженовской свите может стать экономически и экологически рентабельной через 10-15 лет, так как необходимо разработать новые способы добычи сланцевой нефти непосредственно применимые к разрабатываемым месторождениям. Так как сегодня даже использование самых передовых и сложных технологий приводит к тому, что стоимость скважины может достигать 10 млн долл. США, а это в пять раз больше стоимости обычной скважины.

На основе вышесказанного можно сделать вывод, что на сегодняшний день кроме растущего спроса на углеводороды существует проблема возобновляемости запасов углеводородов страны. Технологический прогресс уже позволил перевести часть нетрадиционной нефти в традиционную и начать ее добычу, однако в крупные запасы шельфа и Баженовской свиты для компаний остаются пока не доступными. Это происходит из-за нехватки опыта и технологий национальных компаний, а также непривлекательности инвестиционного климата страны, что, в свою очередь, не позволяет притянуть иностранного инвестора с его капиталом и технологиями. Высокорисковые проекты являются зачастую просто не рентабельными в условиях высочайших рисков и существующего налогового режима.



2. Риски при разработке нефтегазовых проектов

2.1 Основные виды рисков реализации высокорисковых нефтегазовых проектов

Нефтегазовым проектам в России свойственна примерно одна и та же номенклатура проектных рисков. А. А. Конопляник в работе «Анализ рисков финансирования нефтегазовых проектов» выделяет среди наиболее значимых следующие виды рисков:

Таблица 2. Типы рисков нефтегазовых проектов

Страновые	политические, экономические.
Технико-технологические	геологические, инжиниринговые, строительные.
Экономические	финансовые, маркетинговые, логистические
Управленческие
Юридические
Экологические
Форс-мажорные	климатические политические

В экономической литературе по оценке и управлению рисками в нефтегазовой отрасли авторы группируют риски в различные классификации. Однако в работе рассматриваются наиболее значимые типы рисков, которые должны учитываться государством при освоении месторождения и вовлечении в проекты иностранных инвесторов.

Соответственно, выделим основные риски, которые несет иностранный инвестор, принимая участие в реализации высокорискового проекта.

Первый риск, с которым сталкивается инвестор-недропользователь - политический и страновой риски. Согласно аналитическому исследованию Ernst&Young такие риски как неопределённость энергетической стратегии и усиление государственного регулирования занимают первые позиции в списке бизнес-рисков нефтегазовых компаний. Нестабильным также может оказаться и сама текущая экономическая и политическая ситуация. Более того, А. Конопляник выделяет страновой риск как самый основной и важный риск на любом этапе развития проекта. В странах с развивающейся экономикой данному виду риска автор присваивает наибольший рейтинг.

Следующий риск, а точнее неопределенность, которая возникает при исполнении нефтегазового проекта - это правовая. Этот риск в действительности тесно связан со страновым риском. Российское законодательство в сфере недропользования определяется большей частью законами «О Недрах», «Об иностранных инвестициях в Российской Федерации», «О соглашениях о разделе продукции». Ввиду непрозразночности и неустойчивости законодательной базы как для национальных недропользователей, так и для иностранных компаний работа с российскими недрами является высокорисковым делом.

Далее следует отметить геологический риск. Характеристики нефтеносного пласта, величина запасов нефти и газа, объем извлекаемых углеводородов, оценка продуктивности добывающих скважин и т.п. - показатели, которые на стадии геологоразведочных работ определяются вероятностно. Например, на месторождениях Баженовской свиты существует проблема определения залегания нефти. Например, при бурении разведочных скважин - одна пробуренная скважина дает нефть, другая - кероген.

На основе полученных геологических данных строится весь финансовый поток и рассчитывается инвестиционная привлекательность проекта. В случае ошибочных расчетов может быть принято не эффективное решение.

Ввиду того, что в работе рассматриваются проекты трудноизвлекаемой нефти, то следующим можно поставить риск, связанный с технологиями поиска, разведки, добычи и производства. Здесь компании применяют необходимую технологию разведки, режимы эксплуатации и добычи. Важно оценивать реальные возможности по добыче нефти и технологические возможности компаний. Сегодня в мире известно не так много технологий, позволяющих добывать сланцевую нефть и нефть низкопроницаемых пород. В основном технологии разрабатываются и развиваются иностранными компаниями - лидерами рынка, например, такими как ExxonMobil, Shell, ConocoPhillips. Следует отметить, что в реалиях российского нефтегазового сектора возможность применения иностранных технологий остается под вопросом, так как условия залегания углеводородосодержащего сланца в Западной Сибири отличны от характеристик месторождений в США.

К одному из важнейших макроэкономических рисков необходимо отнести цену на нефть. Издержки по добыче нефти из рассматриваемых месторождений высоки, поэтому при колебании цен добыча нефти может быть нерентабельной.

Таблица 3. Стоимость добычи нефти из различных источников

Источник	Диапазон себестоимости извлечения нефти
Традиционное месторождение нефти	10-70 долл./баррель
Арктические месторождения	40-100 долл./баррель
Тяжелая нефть и битумные песчаники	50-90 долл./баррель
Нефть низкопроницаемых пород	60-100 долл./баррель
Сверхглубоководный шельф	70-90 долл./баррель
Сланцевая нефть	40-100 долл./баррель

Согласно данным Международного энергетического агентства при цене нефти ниже 60-70 долл. США большинство разработка высокорисковых активов будет нерентабельна.

В случае совместных проектов государства и международного инвестора - вышеуказанные риски являются наиболее значимыми именно для инвестора. И именно они снижаю интерес инвестора в участии освоения новых нефтегазовых активов.

Со стороны же государства можно выделить два значимых риска. Во-первых, это риск потери финансовых поступлений в виде налогов, доли прибыльной нефти и/или прибыль от доли в проекте. Соответственно, если месторождение оказывается нерентабельным, то недропользователям приходится прекращать работы, и государство недополучает свою долю налоговых и неналоговых выгод.

Во-вторых, это экологический риск. Несмотря на то, что в мировой практике за экологическое загрязнение платит виновник, то для страны это все в любом случае сможет стать ущербом. Например, в случае шельфовых проектов у национальных компаний на данный момент не разработаны технологии по устранению разливов нефти с поверхности льда. Еще не забыта мировым сообществом авария на месторождении Требса является аргументом в пользу усиления экологических норм и требований к работе нефтегазовых компаний на шельфе со стороны государства. При добыче сланцевой нефти остаются вопросы по загрязнению водоносных горизонтов и почв, большой объем использования воды и электроэнергии.

Итак, выделены основные виды рисков, возникающих при работе с высокорисковыми нефтегазовыми активами как для иностранного инвестора, так и для государства. Со стороны инвестора наиболее значимый риск - это страновой и правовой, со стороны государства - это экологический и экономический.

2.2 Методы снижения рисков нефтегазовых проектов

Мировая и российская практика управления проектными рисками нефтегазовых проектов выделяет несколько способов снижения рисков:

раздел рисков между участниками проекта;

диверсификация деятельности;

использование надежных и безопасных технологий и методов производства;

гибкость в принятии проектных решений;

получение дополнительной информации о проекте;

различные типы страхования.

Ввиду ранее рассмотренных типов рисков хотелось более детально рассмотреть первый метод снижения рисков - распределение рисков между участниками проекта.

Сегодня с целью диверсифицировать риски и снизить издержки, а также найти новые пути увеличения запасов большинство нефтегазовых компаний пришли к выводу, что различные формы кооперации внутри отрасли могут стать решением части проблем и расширить возможности участников.

В мировой практике количество стратегических альянсов приняло экспоненциальный рост за последние годы в особенности после финансового кризиса. В 2010 году такие страны как Китай, Индия, Южная Корея инвестировали более 17 млрд долл. США в венчурные проекты в основном США и Канады. Большинство средств были инвестированы в форме создания совместных предприятий (Joint Ventures) для добычи нетрадиционной нефти: сланцевой нефти в США и на битуминозных песчаниках в Канаде. Согласно исследованию, проведенному международной консалтинговой компанией Ernst&Young в 2012 году среди опрошенных топ-менеджеров нефтегазовых компаний по всему миру 37% респондентов подтвердили свое намерение в том, что в ближайшие 12 месяцев их компания будет создавать совместное предприятие для осуществление той или иной стратегической цели компании.



Рисунок 6. Динамика создания совместных предприятий в мире в нефтегазовом секторе, 2008-2011 гг.

Итак, рассмотрим кооперацию между государством и международными нефтегазовыми компаниями как способ снижения основных рисков высокорисковых проектов.

Рассмотрим по-порядку разобранные ранее риски проектов в разрезе их снижения путем образования альянса из нескольких компаний. Особое внимание следует обратить на тот факт, что рассматриваемые проекты (высокорисковые) врядли обойдутся без участия государства, поэтому необходимо сделать предпосылку, что в рассматриваемые нефтегазовые альянсы также входит российское государство. В основном оно представлено нефтегазовыми компаниями со значительной долей участия государства такими, как ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром».

Итак, геологический риск распределяется между участниками пропорционально долям участия в проекте. Риски, которые понесут участники - это капитальные издержки, и также недополученная выгода в случае, если запасы углеводородов окажутся меньше прогнозных или их стоимость извлечения дороже.

Касаемо технологического риска ситуация также очевидна. Каждый участник проекта привносит свои технологии, опыт и квалифицированные кадры. Множество проектов было бы не осуществимо без международного опыта и технологий. Так, например, добыча газа и нефти на проектах «Сахалин-1» и «Сахалин-2» только российскими компаниями была бы технологически не возможна.

Для рассмотрения остаются самые важные, по мнению А. Конопляника, риски - страновые. Государство, являясь участником альянса, имеет интерес со стороны получения максимальной ресурсной ренты в виде налоговых поступлений. С другой стороны, располагая долей в проекте, оно заинтересовано в максимизации прибыли компании.

Следует отметить, что государство является единственной причинной страновых рисков проекта. Следовательно, государственное участие в проекте потенциально снижает риски до приемлемого уровня для иностранного инвестора.

Стоит заметить, что в случае, если государство или национальная компания не имеет возможности финансирования проекта и не имеет доли в капитале, как, например, было первоначально в проекте «Сахалин-2», осуществляемого на условиях раздела продукции, и финансирование осуществляется исключительно внешними источниками, то рычагом нивелирования рисков может служить доля прибыльной нефти государства. Доля государства, по мнению А. Конопляника, может выступать в качестве залога по международным кредитам с более низкой ставкой. При таком механизме взаимодействия государство будет заинтересовано не менее, чем инвестор, что, в свою очередь, также снижет страновые риски, при чем без увеличения степени риска государственного регулирования проектом.

Таким образом, создание альянсов с иностранными инвесторами положительно снижает совокупные риски проектов, причем государственное участие является неотъемлемым фактором снижения странового риска - самого значимого по версии экспертов отрасли.

2.3 Основные формы кооперации нефтегазовых компаний в российской практике

В российской практике на сегодняшний день можно отметить два вида кооперации: совместные предприятия (СП) на лицензионной основе (НДПИ плюс таможенные пошлины) и проекты, реализуемые консорциумами компаний в налоговом режиме раздела продукции (СРП).

Практика СРП в России началась в 90-е годы прошлого века. В стране стояла задача увеличения объемов добычи нефти и газа, ввиду постоянного падения дебитов в течение 10 предыдущих лет. Для привлечения иностранных инвесторов в нефтегазовую отрасль страны были разработаны закон «О недрах» и закон «О соглашениях о разделе продукции». С того времени в России на сегодняшний день действует три соглашения о разделе продукции:

«Сахалин 1»

Харьягинское месторождение

«Сахалин 2»

Основные характеристики проектов описаны в Таблице 4.

Однако после внесения в 2003 году правок в закон «О соглашениях о разделе продукции» не было реализовано ни одного проекта.

Таблица 4. Основные характеристики условий существующих в России СРП

	Сахалин 1	Сахалин 2	Харьягинское месторождение
Извлекаемые запасы, млн барр	1 592 млн барр. нефти 1 964 млрд куб. футов газа	889 млн барр. нефти 11027 млрд куб. футов газа	311 млн барр. нефти 73 млрд куб. футов газа
Участники соглашения	ExxonMobil - 30% Sakhalin Oil & Gas Development - 30% ONGC - 20% Rosneft - 20%	Sakhalin Energy Investment Co - 0% Gazprom - 50% Shell - 27.5% Mitsui & Co - 12.5% Mitsubishi Corporation -10%	Total - 40% Statoil - 30% Zarubezhneft - 20% Nenets Oil Company -10%
Оператор	ExxonMobil	Sakhalin Energy Investment Co	Total
Роялти	8%	6%	Ставка роялти рассчитывается в зависимости от накопленной добычи: 0-75.5 млн барр. - 6%; 75.5-151 млн барр. - 7%; 151-226.5 млн барр. - 9%; >226.5 млн барр. - 11%
Налоговая ставка	35%	35%	35%
Бонусы	246,6 млн долл. США	230 млн долл. США	10,7 млн долл.США
Раздел прибыльной нефти	IRR <17.5, доля гос-ва 15% IRR <24.0, доля гос-ва 50% IRR >24.0, доля гос-ва 70%	IRR<17.5, доля гос-ва 10% IRR<24, доля гос-ва 50% IRR>24, доля гос-ва 70%	IRR <17.5, доля гос-ва 47.7% IRR <20, доля гос-ва 52.9% IRR <25, доля гос-ва 63.4% IRR >25, доля гос-ва 73.8%

Бум создания совместных предприятий и соглашений о разделе продукции пришелся на 90-е годы. Инициаторами создания СП выступали директора нефтедобывающих объединений: их экспортная квота была невелика, а совместные предприятия могли вывозить до 100% добычи. К 1995 году в России насчитывалось более 70 нефтяных СП, хотя в действительности из них работало около 40.

Сегодня действующих совместных предприятий с международными компаниями насчитывается более 50 (см. Приложение, Таблица 8). Консорциумы формируются в различных секторах нефтегазовой отрасли: downstream, upstream, midstream. К крупнейшим международным компаниям, с которыми российские компании формируют совместные предприятия можно отнести такие компании как BP, Shell, ConocoPhilips, Exxon Mobil, Chevron Texaco, Eni Group, Total, Statoil Hydro и Sinopec.

Однако на настоящий момент стоит вопрос разработки высокорисковых активов, осуществления мегапроектов и привлечения в них иностранных инвесторов. Именно такие проекты в 90-е годы осуществлялись в режиме раздела продукции.

Сегодня часть новых СП создаются на базе режима лицензирования, например, шельфовые проекты ОАО «НК «Роснефть» и ExxonMobil реализуют через создание СП, аналогично делают ОАО «Газпром» и Shell на Сахалине и Бажене. Следует отметить, что сегодняшние СП образовываются на базе уже существующих долгосрочных отношений с иностранными компаниями, причем возможность инициировать такие проекты могут позволить себе в основном национальные компании с большой долей государственного управления. Да и лицензионный формат используется ввиду того, что фактически сегодняшний закон «О Соглашениях о разделе продукции» является еще менее привлекательным, чем лицензионное соглашение. Более того, на данный момент реализация проектов на базе СРП видится просто невозможной. В научной литературе существует множество мнений по поводу сравнения обоих режимов. Однако в большинстве случаев авторы склоняются к необходимости реабилитации режима СРП. Основными доводами к этому являются следующие факты:

-условия каждого СРП устанавливаются в результате переговоров со стороны государства и инвестора, что позволяет придти к компромиссу и максимизировать выгоды обеих сторон;

-следовательно, происходит распределение ресурсной ренты между государством и инвестором на приемлемом уровне для обеих сторон;

- инвестор получает возможность реализовывать деятельность в прозрачном правовом режиме;

-государство получает выгоды от проектов, которые при лицензионном режиме были бы не рентабельными и не были бы введены в эксплуатацию;

- государство также получает возможность выторговать часть ренты месторождений с повышенной долей ренты в цене, которая не является результатом предпринимательских усилий инвестора, оставив при этом приемлемую рентабельность для инвестора;

- государство также получает неналоговые эффекты от вовлечения в разработку месторождений, которые при лицензионной системе с плоской шкалой являются нерентабельными для освоения;

- еще один положительный момент СРП - это то, что государство может регулировать свою долю участия в зависимости от своих потребностей (или выступить участником через национальную компанию с государственным участием), что может также являться рычагом управления проекта и максимизации выгод.

Единственным спорным вопросом СРП при разработке высокорисковых нефтегазовых активов может стать эскалация издержек оператора. В данном случае переговорный режим также дает возможность государству управлять этим риском, например, за счет увеличения роялти.

В поддержку СРП также выступают российские ученые А. Конопляник. На 135-м Некрасовском семинаре выступил с докладом, в рамках которого акцентировал внимание на том, что чем более проект является высокорискованным, тем более выгодным становится режим СРП, по сравнению с лицензионным режимом. В значительной степени это происходит из-за опции переговорных условий. (См. Рисунок 7)

Рисунок 7. Подвижные границы зон применения разных инвестрежимов (на примере лицензионного режима и СРП при равноправном и конкурентном применении обоих режимов)



Таким образом, на сегодняшний день есть потребность в пересмотре опыта и текущего состояния закона «О соглашениях о разделе продукции» с целью повысить привлекательность высокорисковых проектов для инвесторов. В практической части работы на примере проекта «Сахалин-1» мы проверим и рассчитаем уровни рентабельности высокорискового проекта, осуществляемого в режимах СРП и лицензии, а также найдем способ максимизировать выигрыш государства за счет регулирования доли участия в проекте.



3. Расчет денежного потока и доли участия государства на примере проекта «Сахалин-1»

3.1 Моделирование денежного потока высокорискового проекта на примере Соглашения о разделе продукции «Сахалин-1»

Соглашение о разделе продукции с международным консорциумом по проекту «Сахалин-1» было подписано 30 июня 1995 года правительством РФ и администрацией Сахалинской области и вступило в силу в июне 1996 года.

В рамках проекта предусматривается разработка трех месторождений - Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, расположенных на северо-восточном шельфе острова Сахалин.

Извлекаемые запасы нефти суммарно по трем участкам оцениваются в 1592 млн барр. нефти и 1964 млдр куб. футов природного газа. На 1 января 2014 года согласно данным аналитической системы Wood Mackenzie остаточные запасы нефти составили 1152 млн барр. нефти и 1498 млдр куб. футов газа.

Проект осуществляет консорциум «Сахалин-1», в который входят следующие компании: «Эксон Нефтегаз Лимитед», дочернее предприятие американской компании «ЭксонМобил» с долей участия 30%, «Роснефть» через свои дочерние организации «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%), японский консорциум «СОДЭКО» с долей участия 30% и индийская государственная нефтяная компания «ОНГК Видеш Лтд.», которая входит в проект 20% долей участия.

Оператором проекта является «Эксон Нефтегаз Лимитед». Среди проектов, в которых участвует «ЭксонМобил», «Сахалин-1» -- один из самых сложных. «Эксон Нефтегаз Лимитед» привнес в проект две свои ключевые запатентованные технологии, которые позволили вести работы в таких суровых условиях: технология обеспечения устойчивости ствола (Integrated Hole Quality) и технология процесса ускоренного бурения (Fast Drill).

Коммерческая добыча нефти по проекту началась в конце 2005 г., когда в эксплуатацию было введено месторождение Чайво. В 2008 г. объем добычи по проекту составил 70,4 млн барр. нефти, в том числе чистая доля «Роснефти» (после роялти и доли государства) составила 11,9 млн барр. В 2009 г. чистая доля «Роснефти» составила 10,1 млн барр. Снижение чистой доли связано со снижением суммарной добычи по проекту Сахалин-1 в соответствии с планом его реализации, а также с увеличением доли государства в соответствии с условиями СРП. В 2010 г. было введено в эксплуатацию месторождение Одопту, запуск которого позволит стабилизировать добычу по проекту.

Согласно подписанному соглашению о разделе продукции, организованное предприятие работает в следующем налоговом режиме.

По договору роялти составляет 8% вне зависимости от внутренней доходности проекта и выручки. Компенсационная нефть составляет до 85% затрат, причем невозмещенные затраты переносятся на будущие периоды в качестве аплифта.

Прибыльная нефть проекта делится между оператором и государством в следующих пропорциях, в зависимости от внутренней нормы доходности. При IRR <17.5%, доля государства в прибыльной нефти составляет 15%, если 17.5%<IRR <24.0%, то государство получает долю в 50%, и если IRR >24.0%, то государству отходит 70%.

Ставка налога на часть прибыльной нефти оператора СРП «Сахалин-1» равна 35%. Более того, согласно соглашению оператор должен выплатить бонусные вознаграждения в размере 246 млн долл. США.

Также оператору необходимо возместить затраты государства на ранее проведенные ГРР. В течение 5 лет со дня начала соглашения оператор должен выплачивать по 14.2 млн долл. США. в течение пяти лет, что в совокупности составило 71 млн долл. США.

Добытые углеводороды согласно условиям СРП освобождены от НДС. Также, с тех углеводородов, которые идут на экспорт НДС не взимается. НДС должен возмещаться или прямым методом, или за счет уменьшения доли прибыльной нефти государства.

Помимо вышеуказанных налогов и сборов оператор также должен оплачивать взносы в фонды социального и медицинского страхования, в пенсионный фонд и фонд занятости.

Другие взносы и сборы в модели потока не учитываются.

Информация по историческому и перспективному профилям добычи нефти и природного газа взята из информационно-аналитической базы Wood Mackenzie.

До 2014 года цена на нефть использована историческая, далее до 2018 года применен прогноз компании Wood Mackenzie. После 2018 года цена нефти зафиксирована на уровне 85 долл. за баррель нефти и корректируется только на уровень инфляции в 1,7%. Также сделано предположение о том, что вся добытая нефть идет на экспорт. Согласно данным таможенной службы на внешний рынок добытые углеводороды поставляются с нулевой экспортной пошлиной.

Цена на газ установлена согласно историческим данным на уровне 3,35 долл. за тыс. куб. фут. После 2013 года цена корректируется также на уровень инфляции 1,7%.

Ниже представлены профили добычи нефти и природного газа для проекта «Сахалин-1».



Рисунок 8. Профиль добычи нефти и природного газа для «Сахалин-1»

На указанный профиль наложены ценовые и налоговые рамки и получены следующие денежные потоки и инвестиционные показатели проекта для оператора.

Рисунок 9. Потоки денежных средств СРП «Сахалин-1»

Таким образом, выигрыш государства, который складывается из налогов, роялти, бонусов и части прибыльной нефти составляет более 75 млрд долл. США.

Однако выигрыш оператора (или альянса международных и национальных компаний), который представляется результатом части прибыльной доли нефти оператора и компенсационной нефти, составляет 75 млрд. долл.

При этом инвестиционные показатели проекта такие как, индекс доходности затрат равный 1,24, индекс доходности инвестиций рывный 1,1, чистый дисконтированный доход при ставки дисконтирования 10% - 9 млрд. долл, указывают на инвестиционную превликательность проекта для инвесторов. Внутренняя норма доходности также выше ставки дисконтирования и равна 14%. (См. Таблица 5)

Таким образом, можно сделать вывод, что при существующем налоговом режиме для СРП «Сахалин-1» данный проект является выгодным как для государства, так и для инвестора или пула инвесторов, которые получают чуть менее 50% дохода проекта.

Таблица 5. Инвестиционные показатели СРП «Сахалин-1»

Чистый денежный поток по проекту	млн долл.	39 263
Post-tax IRR	%	14%
Чистый диск доход (10,0%)	млн долл.	9 016
Индекс доходности затрат		1,24
Индекс доходности инвестиций		1,10
Выигрыш государства	млн долл.	76 483
Выигрыш оператора	млн долл.	75 113

В рамках СРП «Сахалин-1» к выгодам, которые получает государство можно отнести следующее: налоговые поступления, таможенные поступления, непосредственно часть прибыльной нефти, развитие инфраструктуры региона, создание рабочих мест и, конечно, доступ к технологиям, позволяющим сделать добычу нефти на указанных месторождениях экономически выгодной.

3.2 Моделирование денежного потока государства и оператора проекта «Сахалин-1» в режиме совместного предприятия 50%/50%

Предположим, что в точке принятия решения компании консорциума «Сахалин-1» и государство договорились бы осуществлять разработку месторождения в лицензионном режиме посредством создания совместного предприятия. Можно выделить стандартные рамки фискальной системы для предприятий сектора нефтедобывающей промышленности того времени.

Предположим, что совместное предприятие имеет структуру 50%-50%, т.е. 50% принадлежит государству (или государственной компании), остальные 50% принадлежат иностранному инвестору или альянсу инвесторов, который может также включать в себя и российский компании.

При таком режиме предприятие платит роялти в среднем от 6 до 16%.

Если продукция предприятия поставляется на внешние рынки, то компания выплачивает с каждой тонны вывезенных углеводородов экспортную пошлину, ставка которой устанавливается правительством РФ каждые два месяца. В среднем за период с 2005 года до 2014 года ставка вывозной пошлины была на уровне 33% от цены нефти. Данный усредненный показатель позволяет индикативно определить ставку пошлины на прогнозный период в размере 33% от цены нефти.

На продукцию, которую компания продает на внутреннем рынке, компания платит НДС в размере 18%. Акцизы с 2002 года отменены.

Также на предприятие должно выплачивать такие налоги как налог на имущество предприятий, социальный налог, налог на пользователей автодорог, платежи за пользование природными ресурсами и др.), которые составляют менее одного процента от выручки компании, поэтому в предложенной расчетной модели они не учтены, кроме налога на имущество.

Таким образом, наложив лицензионный режим для совместного предприятия в нефтедобывающей сфере на профиль добычи, капитальные затраты, операционные затраты и фиксированные платежи (бонусы и плата за ГРР) проекта Сахалин-1 получаются следующие результаты: суммарный недисконтированный поток отрицательный, следовательно, проект не является рентабельным и его не выгодно развивать в данных налоговых условиях.



Рисунок 10. Денежные потоки проекта «Сахалин 1» в лицензионном режиме

Для привлечение иностранного инвестора с его капиталом и технологиями государству пришлось пойти на уступки и предложить иностранным компаниям менее выгодный для государства, но, соответственно, инвестиционно привлекательный для международных компаний.

На практическом примере очевиден тот факт, что такой высокорисковый проект, который технологически мог быть реализован только при помощи иностранного инвестора в условиях режима СРП является рентабельным и приносит как финансовую, так и нефинансовую выгоду государству. В случае же лицензионного режима проект несет нулевую рентабельность и не может быть привлекательным для любого инвестора.

3.3 Расчет доли участия в проекте государственной нефтегазовой компании на примере ОАО «НК «Роснефть» и СРП «Сахалин-1»

В случае если проект является рентабельным и экономически выгодным, наиболее вероятно, что одним из участников альянса инвесторов будет выступать национальная компания. Например, в случае СРП «Сахалин-1» такой компанией является ОАО «НК «Роснефть». В отличие от лицензионного режима в СРП государство может входить долей участия в проект, а может и иметь нулевую долю, и, получается, не финансировать проект. На этапе формирования альянса необходимо точно рассчитать долю, на которую государство/или государственная компания готова зайти в проект и могла получить максимальную выгоду с наименьшим риском. Важно еще раз подчеркнуть тот факт, что государство, входя долей участия в проект, снижает риски иностранного инвестора. С целью упрощения расчетов в работе принято допущение, что государство представлено государственной нефтегазовой компанией. Задачу оптимизации доли участия возможно решить, представляя степень неприятия риска участника и используя так называемую формулу Гоццолино.

,

где RAV- ценность проекта с учетом неприятия риска, RT - степень неприятия риска, V - чистый денежный поток по проекту, С - капитальные затраты на поиск и разработку и p- вероятность успеха.

Если компания принимает участие, оставив за собой лишь некоторую долю W, то ожидаемая стоимость проекта для компании будет равна

E(W)= ps Ч W Ч V - pf Ч W Ч C,

т.е. и возможный выигрыш, и возможные потери снижаются пропорционально уменьшению W.

В соответствии с формулой Гоццолино величина RAV определяется уравнением:



, следовательно,

.

Из формулы возможно выразить оптимальную долю участия:

В рамках представленной работы были произведены расчеты по вычислению оптимальной доли участия национальной компании на примере компании ОАО «НК «Роснефть».

Ввиду того, что валюта баланса ОАО «НК «Роснефть» составляет 135 млрд долл. США и является одной из крупнейших национальной ВИНК, то степень неприятия риска у нее можно оценить как ниже среднего. За первоначальный ориентир была взята степень RT равная 10 млрд долл. США.

Таблица 6. Параметры расчета оптимальной доли участия в проекте

RT	10 000
С	5 406
V	75 142
р	50%
Wmax	15%
RAV	3 566

Из таблицы видно, что наиболее оптимальной долей в проекте «Сахалин-1» для «Роснефти», при заданных параметрах, станет 15% и выигрыш с учетом степени неприятия риска составит 3,566 млрд долл. США.

Ввиду того, что степень неприятия риска определить с высокой точностью невозможно, не располагая данными о функции полезности компании, то предпринята попытка построить таблицу чувствительности для ряда значений RT. Можно заметить, что при фиксированной степени геологического риска с увеличением степени RT растет оптимальная доля участия.

Таблица 7. Зависимость оптимальной доли участия в проекте Wmax от степени неприятия риска и степени геологического риска.

p \ RT, тыс. долл	5 000	8 000	10 000	12 000	20 000
20%	5%	8%	10%	12%	20%
35%	7%	11%	14%	17%	29%
50%	8%	12%	15%	19%	31%
75%	6%	10%	12%	14%	24%
90%	1%	2%	3%	3%	6%

Таблица 8. Зависимость стоимости участия от степени неприятия риска и геологического риска.

p \ RT, тыс. долл	5 000	8 000	10 000	12 000	20 000
20%	315	504	630	756	1259
35%	981	1570	1963	2355	3925
50%	1783	2853	3566	4280	7133
75%	2780	4448	5560	6672	11120
90%	921	1473	1841	2209	3682

Сегодня ОАО «НК «Роснефть» входит в капитал проекта 20% капитала СРП «Сахалин-1» (что в наших расчетах отражает степень неприятия риска на уровне 12 млрд долл. США), что, соответственно, увеличивает выигрыш российской стороны от его реализации еще на 15 млрд долл. США, а с учетом степени неприятия риска выигрыш составит 4, 3 млрд долл. США.

Более того, в случае различных факторов степень неприятия риска у государственной компании изменится, то существует такая возможность докупить или продать часть доли и тем самым получить наибольшую выгоду от участия.

Таким образом, на практике доказано, что в рамках режима СРП у государства есть выбор входить участником проекта или нет. Данный механизм позволяет российской стороне максимально гибко подойти к вопросу максимизации прибыли и выгод на всем временном участке реализации проекта.



Заключение

В российской нефтегазовой отрасли существует доказанный спрос на восполнение ресурсной базы. Реализация высокорисковых проектов может открыть значительный потенциал для ее развития. В российских реалиях национальные компании не могут самостоятельно без участия иностранных технологий, капитала и опыта приступить к разработке таких активов.

Для того чтобы российские высокорисковые проекты стали более привлекательными для инвестора и приносили доход государству необходимо создать определенные условия, позволяющие снизить риски инвестора и сохранить интерес государства.

С одной стороны, к таким условиям могут относиться налоговые льготы, например, такие как были приняты для Арктических проектов. С другой стороны, в российской практике уже существовал опыт реализации высокорисковых проектов, осуществляемых в режиме соглашения о разделе продукции.

На основании исследования рисков, которые делят инвестор и государство, был выявлен тот факт, что основным риском, помимо геологического, технологического и правового, который выделяет инвестор-недропользователь, приходя в Россию, является страновой. Основной риск, который же несет государство - это экономический, а также экологический.

В результате кооперации на основе режима СРП основные виды рисков обеих сторон могут быть снижены до приемлемого уровня. Причем ввиду того, что государство и инвестор определяют условия СРП в переговорном режиме, государство может изъять по месторождению большую долю ресурсной ренты, чем при лицензионном режиме, оставив при этом приемлемую рентабельность инвестору.

Более того, если государство войдет в долю участия проекта, оно получает возможность регулировать свои выгоды и риски, а для инвестора это станет индикатором заинтересованности государства, что, в свою очередь, снижает страновые риски инвестора.

В рамках работы на конкретном примере проекта «Сахалин 1» было рассчитано, что проект является рентабельным и способен принести выгоды и инвестору и государству только в условиях режима СРП, в лицензионном же режиме при распределении доли 50%/50% проект является просто не рентабельным.

Наконец, в рамках режима СРП у государства есть выбор принимать долевое участие в СРП или нет, что позволяет российской стороне максимально гибко подойти к вопросу максимизации прибыли и выгод на всем временном участке реализации проекта. Например, согласно реализованным расчетам оптимальной долей участия ОАО «НК «Роснефть» в проекте «Сахалин 1» является 15% при степени нетерпимости к риску 10 млрд долл. США и вероятности успеха 50%.

Список использованной литературы

1. Андреев, А.Ф.; Зубарева, В.Д.; Саркисов, А.С. Анализ рисков нефтегазовых проектов. Издательство «Нефть и Газ». Москва, 2003.

2. Анненкова, А. Остров в нефтяном море. // Нефть России, № 11. 2009. с. 62 - 65.

3. Астахов А.С., Миловидов К.Н. Менеджмент нефтегазовой компании. Учебное пособие - Москва: Недра-Бизнесцентр, 2008.

4. Бобылев Ю.Н. Реформирование налогообложения минерально-сырьевого сектора. // Институт экономики переходного периода. Москва, 2001.

5. Бобылев Ю.Н. Экспортные пошлины на нефть и нефтепродукты: необходимость отмены и сценарный анализ последствий. Москва, 2012.

6. Бобылев Ю.Н., Четвериков Д.Н. Факторы развития рынка нефти. Институт экономики переходного периода. Москва, 2006.

7. Волгина Н.А. Зарубежные ТНК в нефтегазовом секторе России // Вестник Томского государственного университета. Общенаучный периодический журнал, № 329, Томск, 2009.

Приложение

Таблица 8. Совместные предприятия, реализуемые иностранными нефтегазовыми компаниями в России

Название иностранной нефтегазовой компании	Старана	Проект	Контрагент	Вид сотрудничества	Сектор
British Petroleum	Великобритания	разведка и добыча нефти и газа; нефтепереработка	ТНК-BP	СП	Upstream
		АЗС ТНК-ВР	ТНК-BP		Downstream
		Продажа на российском рынке моторных масел Castrol			Downstream
		Проведения разведочных работ на Сахалине (Сахалин-5)	Роснефть	СП	Upstream
		Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме	КазМунайГаз, Chevron, Shell, Роснефть, Eni, ConocoPhilips, Лукойл	Международный консорциум	Midstream
		BP владеет 19.75% акций Роснефти	Роснефть	Стратегический альянс
Royal Dutch Shell	Нидерланды	Проект Сахалин-2: разработка нефтегазовых месторождений	Газпром	СРП	Upstream
		Разработка нефтяных месторождений Салымской группы	Sibir Energy	СП	Upstream
		Продажа на российском рынке смазочных материалов, химических и нефтепродуктов, моторных и индустриальных масел	n/a	n/a	Downstream
		АЗС Shell	n/a	n/a	Downstream
ConocoPhilips	США	Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме	КазМунайГаз, Chevron, Shell, Роснефть, Eni, ConocoPhilips, BP, Лукойл	Международный консорциум	Midstream
		Компания «Полярное Сияние»: разработка и добыча нефти	Роснефть	СП	Upstream
		Нарьянмарнефтегаз:разведка и добыча нефти в Ненецком АО	Лукойл	СП	Upstream
		Conoco Philips владеет 20% акций Лукойла	Лукойл	Стратегический альянс
Chevron Texaco Co	США	Продажа на российском рынке моторных масел и смазок			Downstream
		компания Northern Taiga Neftegas: разведка и добыча нефти в Ямало-Ненецком АО	Газпром	СП	Upstream
		Лицензионные соглашения с компанией Пермнефтеоргсинтез (структура Лукойла) в области нефтепереработки	Лукойл	Лицензионные соглашения	Downstream
		Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме	КазМунайГаз, Shell, Роснефть, Eni, ConocoPhilips, BP, Лукойл, Total	Международный консорциум	Midstream
		Продажа на российском рынке моторных масел Chevron			Downstream
Exxon Mobil	США	Проведение ГРР на шельфовых месторождениях Арктики	Роснефть	СП	Upstream
		Exxon Neftegas Ltd - оператор проекта Сахалин-1 (30%) по разведке и добыче нефти и газа	Роснефть	СРП	Upstream
		Продажа на российском рынке моторных масел Mobil и Esso			Downstream
		Закупки российского газа и стратегическое соглашение с Газпромом	Газпром	Стратегическое соглашение	Downstream
Eni Group	Италия	Газопровод «Голубой поток»	Газпром		Midstream
		Выкуп активов ЮКОС (лот 2): 100% OAO Arctic Gas Company ; 100% ZAO Urengoil Inc.; 100% OAO Neftegaztechnologia, 20% OAO Gazprom Neft (обратный выкуп Газпромом в апреле 2009 г.)
		South Stream AG проект «Южный поток»	Газпром	СП	Midstream
		АЗС Agip			Downstream
Total	Франция	Участие в Каспийском трубопроводном консорциуме		Международный консорциум	Midstream
		Добыча нефти на условиях СРП, Харьянгинское месторождение; оператор проекта	Statoil /Зарубежнефть	СРП	Upstream
		освоение Штокмановского газоконденсатного меторождения в Баренцевом море	Газпром, Statoil Hydro	СП	Upstream
		Продажа на российском рынке моторных масел Total			Downstream
Statoil Hydro	Норвегия	Добыча нефти на Харьянгинском месторождении	Total	СРП	Upstream
		освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море	Газпром, Total	СП	Upstream
		Продажа на российском рынке моторных масел Statoil			Downstream
Sinopec	Китай	Освоение участков углеводородов в Иркутской области Участие в проекте Сахалин-3: разработка Венинского блока	Роснефть	СП	Upstream

Размещено на Allbest.ur