Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние и перспективы развития газовой промышленности 9
1.1 Роль природного газа в мировой энергетической системе 9
1.1.1 Потребление газа в современных условиях 9
1.1.2 Основные тенденции развития отрасли на современном этапе 12
1.1.3 Прогнозы развития мирового рынка газа 21
1.2 История и современное состояние газовой промышленности в РФ 26
1.2.1 История становления газовой отрасли в России 26
1.2.2 Оценка перспектив развития газовой промышленности Российской Федерации 31
1.2.3 История развития и анализ современного состояния газодобывающей отрасли в республике Коми 44
1.3 Налоговое законодательство в газодобывающей промышленности 48
1.3.1 Налогообложение предприятий газодобывающей отрасли в 1992-2009гт. . 48
1.3.2 Проблемы экономического стимулирования освоения газовых и газоконденсатных месторождений 55
Выводы по главе 1 59
ГЛАВА 2. Развитие методов оценки экономической эффективности проектов разработки месторождений углеводородов 61
2.1 Историческое развитие методов оценки эффективности инвестиционных проектов 61
2.2 Анализ действующих в РФ методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов 69
2.3 Обзор отечественных методик оценки экономической эффективности освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья 72
Выводы по главе 2 з
ГЛАВА 3. Оценка экономической эффективности освоения газовых месторождений в условиях риска и неопределенности 94
3.1 Специфика инвестиционного проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений 94
3.2 Методология оценки экономической эффективности проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений 95
3.2.1 Методология оценки капитальных вложений в инвестиционных проектах разработки газовых и ГКМ 95
3.2.2 Расчет эксплуатационных затрат в разработке газовых и ГКМ 98
3.2.3 Методология расчета ликвидационных затрат и анализ возможных путей формирования ликвидационных фондов в газодобывающий организациях 103
3.2.4 Методология оценки выручки от реализации УВ и основные проблемы при ее прогнозировании 107
3.2.5 Механизм определения ставки дисконтирования для инвестиционных проектов газодобывающей отрасли 115
3.3 Учет рисков и неопределенности в инвестиционном проектировании в газодобывающей отрасли 122
3.3:1 Основные методы учета рисков и неопределенности инвестиционных проектов освоения газовых и ГКМ 122
3.3.2 Методология проведения вероятностной стоимостной оценки запасов и ресурсов газа 132
3.4 Оценка экономической эффективности освоения газовых месторождений на примере Нарьян-Мар ской группы месторождений и Каменомысского, Левогрубеюсского, Рассохинского и Кедровского участка недр 147
Выводы по главе 3 158
Выводы и рекомендации 159
Список используемой литературы
- Основные тенденции развития отрасли на современном этапе
- Анализ действующих в РФ методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов
- Методология оценки экономической эффективности проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- Основные методы учета рисков и неопределенности инвестиционных проектов освоения газовых и ГКМ
Введение к работе
Актуальность темы исследования. Ключевые параметры добычи углеводородов, определенные стратегией развития ОАО «Газпром», свидетельствуют о том, что к 2010 году объем добычи газа компанией должен составить не менее 570 млрд. м3, в 2015 – 610-615 млрд. м3, а в 2020 – 650-670 млрд. м3. Требуемый уровень добычи газа планируется обеспечить как за счет ввода мощностей на уже действующих объектах, так и за счет освоения новых стратегических районов газодобычи (полуостров Ямал, шельф Баренцева моря, акватории Обской и Тазовской губ, Восточной Сибири и Дальнего Востока). Кроме того, для удовлетворения потребностей потребителей в углеводородном сырье в среднесрочной и долгосрочной перспективе необходимо обеспечить восполнение сырьевой базы в объемах, соразмерных планируемым объемам добычи. Таким образом, неоспоримым становится тот факт, что достижение положений, заявленных в стратегии компании, требует значительных финансовых вложений в освоение углеводородных ресурсов. Вместе с тем, реализация подобных проектов связана с высокой степенью риска и неопределенности.
В условиях мирового финансового кризиса даже крупные компании, стремясь поддержать свою ликвидность, пытаются снизить текущие затраты, а потому вынужденно сокращают объем инвестиционных программ. В этой связи требуется применение более взвешенного и рационального подхода к формированию инвестиционного портфеля компании. Поэтому исследования, направленные на разработку и совершенствование методов экономической оценки освоения газового потенциала страны, являются актуальными.
Необходимость исследования данной проблематики также обусловлена тем, что в отечественной практике отмечается дефицит научных работ, монографий и прикладных исследований в области разработки и совершенствования методов оценки эффективности освоения углеводородных недр в условиях неопределенности, что особенно характерно проектам газодобывающей отрасли.
Данная проблема исследовалась в работах Ю. П. Ампилова, А. А. Герта, А.Э. Конторович, О.Г. Немовой, Н.А. Супрунчик, К.Н. Волковой, А. Ф. Андреева, В. Д. Зубаревой, В. Ф. Дунаева, В. Н. Лившица, С. А. Смоляка, П. Л. Виленского, К. Н. Миловидова, П. Б. Никитина, А.В. Воронцовского, С.В. Валдайцева, В.В. Ковалева, М.В. Грачевой, Д. Джонсона, А. Дамодарана и других. Основой для разработки имитационной модели проектов освоения запасов и ресурсов газа явились работы Ю.П. Ампилова и А.А. Герта, а также созданный на базе данных исследований программный комплекс «Стратегия», отражающий основные закономерности освоения месторождений полезных ископаемых и участков недр применительно к нефтедобывающей отрасли. Однако экономическая оценка запасов месторождений и прогнозных ресурсов газа в условиях неопределенности имеет ряд особенностей, которые необходимо учесть в инвестиционном проектировании газодобычи.
Исследование данных вопросов определило цель, задачи и содержание диссертационной работы.
Цель исследования состоит в разработке методических положений и инструментария оценки экономической эффективности проектов освоения газовых ресурсов в условиях неопределенности.
Основная идея диссертационной работы заключается в определении экономической эффективности освоения запасов месторождений или прогнозных ресурсов газа в условиях неопределенности основных геологических, технико-технологических и экономических факторов путем установления вероятностных характеристик доходности и рискованности проектов.
Для достижения указанной цели в диссертации решаются следующие основные задачи:
Обзор современных тенденций развития мировой газовой индустрии и выявление закономерностей развития отечественных и мировых газовых рынков;
Анализ существующих методов оценки экономической эффективности проектов освоения запасов и ресурсов углеводородных;
Рассмотрение имеющихся способов учета рисков и неопределенности в инвестиционном проектировании и обоснование применения наиболее полно учитывающих особенности проектирования освоения запасов и ресурсов газа;
Разработка метода оценки экономической эффективности проектов освоения газовых ресурсов в условиях неопределенности геологических, технико-технологических и экономических параметров проекта;
Апробация предлагаемых методических положений и инструментария на примере проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
Предметом исследования являются методы оценки экономической эффективности проектов освоения газовых и газоконденсатных месторождений в условиях неопределенности.
Объект исследования – запасы и ресурсы природного газа, как сырьевая база предприятий газодобывающей отрасли.
Методология и методы исследования. Работа основана на положениях экономической теории, методах системного и проектного анализа, методах стоимостной оценки месторождений полезных ископаемых и участков недр, нефтегазовой геологии и геолого-экономического анализа. Экономико-математический инструментарий работы включает методы теории вероятности и математической статистики, теории игр, а также теории оптимального распределения ресурсов. Теоретической и методологической основой диссертационной работы послужили труды отечественных и зарубежных ученых в области экономической оценки запасов и ресурсов углеводородов, а также комплекс методических указаний, инструкций и материалов, регламентирующий определение эффективности инвестиционных проектов в газовой промышленности.
Защищаемые положения.
-
Динамика современной мировой экономики, процессы глобализации требуют совершенствования методов оценки экономической эффективности проектов освоения запасов и ресурсов газа, основу которой в настоящее время составляет детерминированный подход, в связи с чем целесообразно учитывать вероятностный характер геологических, технологических и экономических прогнозов.
-
Высокая степень корреляции между экспортными ценами на российский газ, поставляемый в Европу, и мировыми ценами на нефть требует разработки статистической модели, описывающей характер зависимости между ними для последующего обоснования цен реализации природного газа в инвестиционном проектировании газодобывающей отрасли.
-
Метод оценки эффективности инвестиций в освоение газовых ресурсов, основанный на имитационном моделировании с использованием интервально-вероятностных характеристик задаваемых исходных параметров дает возможность в дополнение к вероятностным показателям доходности рассматривать коэффициент их вариации, как критерия, характеризующего рискованность проектов освоения недр, что в дальнейшем позволяет ранжировать их в соответствии с принципом максимизации доходов при минимизации рисков вложений.
Получены следующие результаты работы, имеющие научную новизну:
Выявлены и теоретически обоснованы недостатки детерминированного подхода к экономической оценке освоения углеводородных недр (неточности в подсчете запасов, масштабность капитальных вложений, длительность сроков реализации проектов), устранение которых возможно при использовании методов вероятностного моделирования задаваемых исходных параметров;
Установлен и математически описан характер зависимости экспортных цен на российский газ от уровня мировых цен на нефть. Подтверждена их флуктация с временным лагом преимущественно в 6 месяцев.;
Определены вероятностные характеристики исходных параметров для проведения стоимостной оценки различных категорий запасов и ресурсов углеводородов и разной продолжительности проектируемого периода разработки;
Разработана методика оценки экономической эффективности освоения газовых ресурсов, учитывающая степень неопределенности проектов;
Предложена система классификации проектов освоения газовых ресурсов по критерию величины инвестиционного риска (совокупность геологического, технологического и экономического рисков), определяемого через коэффициент вариации показателей доходности;
Разработан метод экспресс-оценки проектов для их ранжирования при формировании инвестиционного портфеля газодобывающих компаний.
Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в диссертационной работе, подтверждается изучением и анализом значительного объема научных публикаций по исследуемой проблеме, использованием значительного количества фактических данных (статистического материала и аналитических обзоров), обеспечивается применением современных методов экономического анализа и экономико-математического моделирования.
Практическая значимость результатов исследования.
Разработана методика оценки экономической эффективности освоения газовых ресурсов в условиях неопределенности и апробирована на конкретных проектах;
Построены алгоритм и программа имитационного моделирования расчетов на основе обоснованных интервально-вероятностных характеристик исходных параметров;
Разработан механизм классификации проектов освоения месторождений газа по степени инвестиционного риска и система экспресс-отбора проектов, применяемая при формировании инвестиционного портфеля компании.
Использование разработанных методических подходов позволит ОАО «Газпром» и другим газодобывающим компаниям (независимым производителям), а также соответствующим государственным органам более точно оценивать экономическую эффективность проектов освоения запасов и ресурсов газа, что должно наилучшим образом отразиться на результатах основной производственной деятельности газодобывающих компаний, а также будет способствовать более рациональному освоению газового потенциала России.
Результаты исследования были использованы при разработке «Методических подходов по оценке экономической эффективности эксплуатации месторождения на завершающей стадии разработки с обеспечением вторичной добычи трудноизвлекаемых остаточных запасов углеводородов» для ООО «Газпромпереработка». Выводы и рекомендации внедряются в практическую деятельность ОАО «Газпром».
Отдельные теоретические и практические разработки диссертации могут быть использованы при обучении студентов нефтегазовых ВУЗов, а также в системе повышения квалификации руководителей и специалистов нефтяной и газовой промышленности.
Апробация результатов исследований. Основные положения и результаты исследования были представлены и получили положительную оценку на следующих научно-практических конференциях: Конференция ученых и специалистов филиала ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» «Актуальные проблемы нефтегазодобывающей отрасли на территории Тимано-Печорской провинции» (Ухта, март 2005 г.), Научно - практическая конференция «Проблемы добычи, подготовки и транспортировки углеводородного сырья» (Надым, март 2005 г.), Научно-практическая конференция «Проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России» (Ухта, октябрь 2005 г), Международная научно-практическая конференция «Природные битумы и тяжелые нефти России» (СПб, май 2006 г.), Всероссийская молодежная научная конференция «Молодежь и наука на Севере» (Сыктывкар, апрель 2008 г.), Международная научно-практическая конференция «Теория и практика геолого-экономической оценки разномасштабных нефтегазовых объектов. Актуальные проблемы подготовки и освоения углеводородной сырьевой базы» (СПб, октябрь 2008 г.), XII научно-практическая конференция «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского АО - Югры» (Ханты-Мансийск, ноябрь 2008 г.), V научно-практическая конференция «Развитие инновационного потенциала молодых специалистов - значимый вклад в динамичное развитие газовой отрасли» (Москва, май 2009 г.), VI Научно-практическая конференция молодых специалистов и ученых ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», «Инновации в нефтегазовой отрасли – 2009» (Ухта, июнь 2009 г.), Восьмая всероссийская конференция «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, октябрь 2009 г.), Всероссийская конференция молодых ученых и специалистов «Перспективы развития нефтегазовой геологии» (СПб, ноябрь 2009 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 печатных работ общим объемом 9,2 п.л.., авторский объем – 7,4 п.л., в том числе 3 работы в научных изданиях, рекомендованных ВАК.
Структура работы определяется целями исследования, логикой и методами решения поставленных задач. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов и рекомендаций и списка использованных источников. Общий объем работы составляет 174 страницы, в том числе 41 рисунок и 31 таблица. Список используемой литературы – 185 наименований.
Основные тенденции развития отрасли на современном этапе
Рост спроса на газ стимулируется возросшим потреблением энергии в целом, а также ростом требований к источникам энергии с позиций защиты окружающей среды. Периодически происходит смена прежнего доминирующего энергоресурса на более высококачественный. В конце прошлого и первой половине этого века (в одних странах быстрее, в других медленнее) уголь заменил тысячелетиями использовавшиеся дрова и, достигнув 80% в общем производстве [13], был вытеснен другим топливом - нефтью. Затем, начиная с конца 1970-х, нефть также стала постепенно заменяться природным газом, доля которого в мировом потреблении энергоресурсов увеличивалась из года в год (табл. 1, рис. 1) и к концу 2008 года достигла 24,1%. Можно выделить две основные причины всеобщего роста мирового потребления газа. Первая - газ является более экологически чистым видом топлива, чем нефть или уголь: для получения одинакового количества энергии объем образующейся двуокиси углерода при сжигании газа на 50% меньше, чем при сжигании угля, и на 30% меньше, чем при сжигании мазута. Поэтому неудивительно, что в свете вступления в силу Рамочной конвенции ООН по изменению климата, согласно которой 125 стран-участниц взяли на себя обязательства к 2012 году сократить выбросы в атмосферу Земли углекислого и других вредных газов в среднем на 5,2 %, развитие газового рынка получило мощный стимул.
Вторая причина — это текущий и перспективный рост потребления газа в производстве электроэнергии. Данное явление отлично демонстрируется на примере ведущего американского концерна по производству электроэнергии Enron. Так, в 50-х годах прошлого века это была угольная компания, в 80-х - нефтяная, в конце 90-х 11 нефтегазовая. Сейчас, а особенно явно это проявится в ближайшие лет пять, Enron станет газово-электроэнергетической компанией [156].
Динамика изменения доли основных энергоресурсов в структуре их мирового потребления за период с 1966 по 2008 гг. В продолжение вышесказанного стоит отметить, что многие крупнейшие нефтегазовые транснациональные компании, такие как Royal Dutch/Shell, Exxon, Texaco, хотя и производили электроэнергию в значительных количествах, но долгое время воздерживались от стратегических вложений в развитие этого вида бизнеса. Сейчас они не только расширяют производство электроэнергии, но и переходят к завоеванию розничных рынков газа и электроэнергии. В настоящее время, слияние нефтедобычи, газодобычи, производства электроэнергии и обслуживания; конечных потребителей газа и электричества - это долгосрочная стратегия развития крупнейших электроэнергетических транснациональных компаний (ТНК), которые идут по пути создания единой цепи своих филиалов-операторов, реализующих всю последовательность действий от добычи газа до обслуживания конечных потребителей газа и электроэнергии. Так, вышеупомянутый Enron уже в 2000 году продавал газ в равных с электроэнергией пропорциях. Texaco на сегодняшний момент производит около 2500 МВт электроэнергии в год и данная компания намерена увеличить производство почти в два раза. Наращивание производства электроэнергии и выход на конечных потребителей газа и электричества составляет также стратегическую установку англо-голландской компании Shell, которая уже сейчас занимается розничными продажами газа в бытовом секторе США. Помимо этого, Shell приобрела 50% компании Intergen - одного из крупнейших производителей электроэнергии в Северной Америке. После того как British Petroleum приобрела газодобывающую Amoco, объединенная компания также перешла к разработке стратегии по глобальным продажам газа. ОАО «Газпром», как и вышеперечисленные компании, также начал экспансию в электроэнергетику: за последние годы предприятие сумело приобрести около 30 % активов всего российского рынка электроэнергии, что уже больше, чем у государственных компаний ОАО «ГидроОГК» и ФГУП «Росэнергоатом». Вывод: крупнейшие компании мира идут по пути интеграции газодобычи и производства электроэнергии, что в конечном итоге и определяет ведущую роль газа в мировой энергетике.
По мнению экспертов ведущей международной консалтинговой компании ACCENTURE (до 01.01.2001г. Andersen Consulting) рост мирового спроса газ в связи с переводом электроэнергетики на этот вид топлива приведет к тому, что к 2010 году в Европе доля газа при выработке электроэнергии вырастет до 40% против 10-15% в 1999-2000 годах [175]. В добавление к этому в 2006 году Европейский союз объявил о начале реализации программы по закрытию атомных электростанций и переводу почти всей электроэнергетики ЕС на газовые ресурсы. Таким образом, газ сегодня стал одним из самых востребованных ресурсов, а газовая отрасль является одной из самых перспективных областей топливно-энергетического комплекса (ТЭК).
В июне 2006-года в Амстердаме прошла 23-я Всемирнаяконференция по газу, на которой отмечалось, что вопросы надежности энергообеспечения стран ЕС являются приоритетными в европейской политике. Причины усиления внимания к данной проблематике объясняются растущей зависимостью ряда европейских стран от поставок энергоносителей из внешних источников, борьбой с традиционными конкурентами (США и Япония) за обладание энергоресурсами динамично развивающихся государств Азии, а также значительным удорожанием топливно-энергетических товаров на мировом рынке [49]. Сейчас Европа стремится выработать стратегию газообеспечения, предусматривающую расширение альтернативных поставок данного сырья. В последние годы доля газа, поступающего в Европу из внешних источников для обеспечения ее потребностей, постоянно росла. Так, в 2005 году из третьих стран было введено 230 млрд м3 газа и удельный вес импорта в совокупном потреблении газа составил 45 % (в 2004 году - 42 %), а собственная добыча газа в 2005 году сократилась на 2 % - до 300 млрд м3, в 2007-2008 гг. - еще на 2 %. Таким образом, можно говорить о том, что на сегодняшний момент отчетливо прослеживается тенденция роста спроса на газ на мировом энергетическом рынке. Мировые ресурсы газа достаточно велики, чтобы удовлетворить растущий на него спрос. При этом изучена лишь часть перспективных на газ отложений. Свыше 2/3 всех поисково-разведочных скважин на газ в мире пробурено в США и Канаде, которые представляют 1/7 всех перспективных на газ территорий [63]. В сравнении с США остальные регионы земли слабо изучены, в ряде районов можно ожидать открытия крупных запасов газа. На сегодняшний момент согласно оценкам компании British Petroleum мировые доказанные запасы природного газа составляют около 185,0 трлн м (по состоянию на 01.01.09 г.). Основные месторождения сосредоточены в двух регионах - в России (23,4 %) и на Ближнем Востоке (41,0 %).
Анализ действующих в РФ методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов
Вторая половина энергетического баланса России, за пределами газа, вполне диверсифицирована: нефть, уголь, атомная и гидроэнергия, имеют в нем хорошо сбалансированные доли (табл. 14). Показательно, что в нефтегазодобывающих странах доля преобладающего в стране энергоресурса обычно существенно» превышает 50 % в балансе внутреннего энергопотребления. Некоторые крупнейшие мировые потребители энергии (США, Китай, Индия, Франция) имеют более серьезную степень зависимости от одного энергоносителя, чем Россия. При этом значительное использование газа, особенно для выработки электрической и тепловой энергии, оправдывается его экономическими и иными преимуществами по сравнению с другими энергоносителями. Замещение газа другими энергоносителями связано с гораздо более высокими капитальными затратами, и дополнительными операционными издержками. Именно этим объясняется то, что подавляющее большинство развитых и динамично развивающихся стран - страны Европы, Япония, Индия, Китай - в последние годы наращивали использование газа более быстрыми темпами, чем любых других видов энергоносителей. Более того, многие страны резко наращивали потребление газа, даже невзирая на рост зависимости от его импорта. В итоге мировой энергетический баланс несколько сместился в сторону относительного снижения уровня потребления нефти и угля и увеличения потребления газа (рис. 9) и атомной энергии. Россия же, являясь лидирующей страной в мире по запасам природного газа и его крупнейшим экспортером, может себе позволить несколько расширенное использование газа в экономике. Тем более что увеличение использования альтернативных газу энергоносителей в России связано с серьезными территориальными и ресурсными ограничениями. Территориальные ограничения объясняются с тем, что основные мощности по добыче угля и потенциал выработки гидроэнергии сосредоточены в восточных регионах страны - в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Рост добычи угля для поставок электростанциям европейской части России реально могут обеспечить только Кузнецкий и Канско-Ачинский бассейны, где плечо доставки угля в Европу составит до 4000 км. Ресурсные ограничения в первую очередь связаны с перспективами расширения использования атомной энергии и выработки электрической и тепловой энергии с использованием мазута. Что касается атомной энергии, то Россия испытывает серьезные трудности с наличием экономически эффективных запасов урана. По итогам 2005 года при потребности в 16 тыст собственное производство природного урана составило 3,2 тыст, остальное покрылось складскими запасами и импортом [109]. Это значит, что при интенсивном использовании урана Россия в долгосрочной перспективе-столкнется с необходимостью импорта ядерного топлива из Центральной Азии или других регионов. Что касается мазута, то с учетом того, что объемы его производства, по мере повышения глубины переработки нефти, будут сокращаться (даже по консервативному сценарию Энергетической стратегии до 36-37 млн т в 2015 году с нынешних 55 млн т), его функциональная роль в стационарной энергетике естественным образом будет сведена до роли резервного топлива на газомазутных электростанциях и котельных. Идея же импортировать мазут в значительных количествах для замещения газа не выдерживает критики. Реальной проблемой энергопотребления в России является не столько высокая доля газа в национальном энергетическом балансе, сколько наличие массового неэффективного потребления газа различными сферами экономики. В этой ситуации основной целью политики государства должно стать не сокращение доли газа в энергетическом балансе страны как таковое, а сокращение неэффективного использования газа. Также одной из задач государства должно стать создание благоприятных условий для увеличения (наращивания) объемов добычи газа в стране, как ОАО «Газпром», так и независимыми производителями газа (НПГ), а это возможно только в условиях существования реального газового рынка в стране.
Разговоры о либерализации и создании цивилизованного рынка газа в России ведутся давно. Данное положение вещей невыгодно всем. При этом независимым производителям газа в условиях жесткой конкуренции с самим Газпромом, как основным поставщиком газа и единственной газотранспортной компанией страны, приходится реализовывать газ либо концерну, либо сторонним потребителям по ценам, диктуемым рынком, а это, как правило, цены сопоставимые с ценами ОАО «Газпром» на внутреннем рынке. Для НПГ ситуация осложняется еще и тем, что они не имеют доступа к экспортному каналу. В соответствии с принятым в 2006 году законом «Об экспорте газа», исключительное право на экспорт было закреплено за ОАО «Газпром», не давая, таким образом, возможности прочим производителям газа реализовать свою продукцию зарубеж. Из-за огромной разницы во внутренних и внешних ценах и, не имея возможности реализации свой продукции на экспорт, независимым производителям газа теряет смысл наращивать добычу, вкладывать средства в газо- и нефтехимию, в геологоразведку, искать зарубежных инвесторов. Данный закон принимался как закон о формировании единого экспортного канала, его задачей было избежать конкуренции между российскими компаниями на внешнем рынке и обеспечить конкурентоспособность российского газа. При этом руководители Федеральной антимонопольной службы (ФАС) России считают, что «независимые производители должны поучаствовать в получении своей доли экспортной выручки» [162]. Было предложено, сохранив «единый экспортный канал», распределять доходы от экспорта газа пропорционально объемам добычи, т.е. фактически допустить независимых производителей к экспорту газа.
Союз независимых производителей газа «Союзгаз», в котором объединились неаффилированные с «Газпромом» независимые газодобывающие компании России, был создан в 2001 году. В составе учредителей и членов «Союзгаза»: ОАО «Арктикгаз», ОАО «Национальные нефтегазовые технологии», ОАО «НОВАТЭК», ООО «Нортгаз», ОАО «Пурнефтегазгеология», ОАО «Сибнефтегаз», ОАО НК «Таркосаленефтегаз», ООО «Ханчейнефтегаз», ООО «Центррусгаз». Своими успехами «независимые» обязаны, в сущности, только себе. Однако, принимая во внимание важность газовой отрасли для экономики страны еще в 1997 году в соответствии с Указом Президента РФ от 28 апреля того же года № 426 «Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» было принято Постановление Правительства № 858 от 14.07.97 г. «Об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром»», которое регламентировало порядок доступа независимых производителей газа к магистральным трубопроводам. Между тем, устранить данным постановлением дискриминацию в доступе к национальной газотранспортной системе (ГТС), собственником которой является ОАО «Газпром» тогда не удалось. Еще в 2004 году, по данным самого концерна, около 35 % заявок от независимых производителей на получение права на прокачку в ГТС получили отказ. Значительное количество этих заявок рассматривались с заметной задержкой. К сегодняшнему моменту ситуация изменилась в лучшую сторону: в 2006 году по системе магистральных газопроводов ОАО «Газпром» было прокачено 115,0 газа независимых производителей, в 2007 -119,8 млрд м , в 2008 - 111,2 млрд м (табл. 15), и это при том, что производится постоянное повышение газотранспортных тарифов. За период 1999-2008 гг. средняя стоимость транспортировки сырья для них выросла в два с половиной раза с 7,8 до 23,4 долл/тыс м .
Методология оценки экономической эффективности проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений
Первые два, называемые «экспресс-методами», наиболее часто используются на практике в силу простоты расчетов. Первый способ, как правило, применяется финансово-кредитными институтами при расчетах эффективности размещения привлеченных средств. Второй обычно используется в банковской деятельности при расчетах эффективности проектов, финансируемых за счет инвестиционных кредитов. В отношении газовых инвестиционных проектов, можно констатировать тот факт, что их финансирование в силу их масштабности осуществляется как за счет заемного, так и за счет собственного (акционерного) капитала в совокупности. В данном случае норму дисконта следует определять через показатель средневзвешенной стоимости капитала (Weighted Average Cost of Capital, WACO, которая рассчитывается по формуле: WACC = К jx dJ9 У=1 где Kj - «цена» j-го источника средств; dj - удельный вес j-ro источника средств в общей их сумме. В соответствии со статьями 265, 269 гл. 25 НК РФ проценты по долговым обязательствам любого вида относятся к внереализационным расходам и, соответственно, уменьшают размер налогооблагаемой прибыли. Следовательно, «цена» такого заемного источника средств (Кзаем) меньше, чем фактически уплачиваемый банку процент: K„eM=Kdx{l), где К 1 - процентная ставка по кредиту; Т - ставка налога на прибыль. Таким образом, средневзвешенную стоимость капитала можно представить следующей формулой: WACC =Ке -г- +К.х х(1-Г), е (D + Е) d ( + Е) где Е - сумма средств собственного капитала; D - сумма заемных средств компании; Ке - требуемая доходность собственного капитала; IQ - требуемая доходность заемного капитала; Т - ставка налога на прибыль. Определение нормы дисконта через показатель WACC по своему содержанию соответствует установлению нормы по принципу требуемой доходности, но имеет более широкое применение и горизонт расчетов с его использованием данного подхода может простираться гораздо дальше. Однако при его применении вышеуказанного способа возникает ряд проблем.
В настоящий момент в России и в мире прослеживается тенденция снижения ставок по кредитам. Это особенно касается национальных проектов для целей преодоления мирового финансового кризиса путем развития реального сектора экономики. В этой связи построение расчетов на длительную перспективу с использованием нынешних значений кредитных ставок может привести к недооценке эффективности проекта.
Средневзвешенная стоимость капитала представляет собой среднюю стоимость финансовых ресурсов для предприятия. Но не стоит забывать, что величина риска по конкретному инвестиционному проекту, особенно в газодобыче, может быть разительно отличаться и для этих проектов нужна различная ставка дисконтирования. На рис.18 показана линейная зависимость между величиной риска и требуемой доходностью.
Средневзвешенная стоимость капитала компании усредняет все ее риски вне зависимости от того меняется ли он со временем и одинаков ли темп этих изменений для различных инвестиционных проектов. Также следует признать, что приступая к масштабному инвестиционному проекту, характеристики которого сильно отличаются от средних (например, освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения), стоимость капитала предприятия, скорее всего, изменится, и соответственно изменится стоимость собственного капитала. Таким образом, можно предположить, что если масштаб инвестиций настолько велик, что существенно меняет структуру финансовых источников компании, то WACC также не может использоваться в качестве ставки дисконтирования.
Еще одна трудность с использованием WACC заключается в определении доходности собственного капитала. Здесь может быть применен способ прогнозирования доходности, основанный на модели определения оценки капитальных активов (САРМ. Capital Assets Pricing Model, бета-модель ):
Безрисковая ставка, используемая для оценки эффективности проекта, назначается самостоятельно. Согласно методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов [100] ее следует устанавливать в соответствии с требованиями к минимально допустимой будущей доходности вкладываемых средств. Минимально допустимую доходность можно определить в зависимости от депозитных ставок банков первой категории надежности (после исключения инфляции), а также ставки LIBOR (освобожденной от инфляционной составляющей) по годовым еврокредитам (4-6 %). В соответствии с другими источниками [78] в России в качестве безрисковой ставки рекомендуется рассматривать доходность к погашению государственных еврооблигаций РФ, например государственных облигаций Russia «GLB-30» (на 01.01.2009 - 5,6 %).
Премия за риск определяется в виде разницы между прогнозируемой средней доходностью рынка ценных бумаг, которую рассчитывают по данным прошлых лет (период наблюдения 5-10 лет), и безрисковой ставкой, ее значение может колебаться в зависимости от периода и способа расчета. Для США, Канады и Японии она составляет примерно 6-7 %, а для стран Западной Европы - 3-5 %. В России подобный анализ не проводится и, как правило, используются данные США.. Но, поскольку структура российского и американского фондового рынка разительно отличаются друг от друга (разные веса отраслей в «корзине» фондовых индексов России и США, а также разные текущие условия функционирования отраслей), автоматический перенос американской р применительно к российской действительности некорректен.
Более адекватными способами в отсутствии свежих и репрезентативных исследовательских данных по российскому рынку являются рыночная экстракция, сопоставление среднеквадратичных отклонений и стандартных отклонений доходностей фондовых индексов (в том числе индексов государственных облигаций), оценка вероятности дефолтов или банкротств, а также оценки, основанные на информации о торговых скидках. Например, можно оперировать премией (Кт - Krf), взяв при этом премию американского рынка, и скорректировать ее на степень различия среднеквадратичных отклонений доходности индексов РТС (российская торговая система) и S&P500 (международное рейтинговое агентство Standard & Poor s).
Использование модели САРМ предполагает то, что р известна. В случае вложения средств в ценные бумаги данная величина есть отношение ковариации доходности данных ценных бумаг и доходности рынка ЦБ в целом к дисперсии доходности рынка.ЦБ. Но в силу того, что нереализованный инвестиционный проект - это далеко не ценные, бумаги, то для расчета р (Р =cov (,, т)Я)[г]) необходимо количественно задать вероятностное распределение дохода проекта и доходности рыночного пакета, что в силу ряда обстоятельств не представляется возможным. Поэтому специалисты данной области рекомендуют определять норму дисконта, взяв «исторические» Р ценных бумаг данной или аналогичной фирм и текущие доходности депозитов и рыночного пакета [21]. Это, безусловно, может привести к неточным расчетам, так как инвестиционный проект может отходить от сферы «нормальной» деятельности фирмы, а даже если он PI относится к таковой, то Р проекта может отличаться от Р компании в целом. Касательно проектов разработки газовых месторождений стоит отметить, что доходность (как и рискованность) может в несколько раз отличаться от средних показателей доходности в целом по ОАО «Газпром». Ведь даже основная деятельность данного предприятия различна: добыча, транспорт, переработка УВ. В этом случае, если принято решение по обоснованию ставки дисконта с помощью модели САРМ, то для определения Р автор рекомендует рассчитывать ее путем сопоставления доходности рынка ЦБ в России с доходностью по аналогичным проектам разработки газа в данном (или ближайшем) регионе, изначально находившимся на том же этапе освоения (поиск, разведка, опытно-промышленная эксплуатация, промышленная эксплуатация, завершающая стадия).
Основные методы учета рисков и неопределенности инвестиционных проектов освоения газовых и ГКМ
При выборе типа распределения в целях имитационного моделирования для такого показателя, как чистые эксплуатационные затраты (ЧЭЗ) на добычу газа (ОРЕХ без НДПИ и амортизационных отчислений) необходимо руководствоваться тем, какая динамика их изменения наблюдалась в целом по ОАО «Газпром» в предыдущий период. Проведенные автором исследования показали, что за период с 01.01.2003 по 01.01.2009 гт. чистые эксплуатационные затраты на добычу газа ежегодно увеличивались, средний темп их роста за анализируемый период составил порядка 20 %. Однако стоит отметить, что в рассмотренном периоде также росли показатели выручки, что в конечном итоге привело к росту показателя рентабельности продаж в целом по ОАО «Газпром» с 23,9 % до 35,7 %. Также стоит отметить, что по итогам 2008 года наблюдается снижение по некоторым статьям операционных расходов, например таких как «Расходы на оплату труда» и «Прочие», что, по мнению автора, связано с наступлением мирового экономического кризиса и ожиданием его влияния на показатели эффективности деятельности Общества. Таким образом, можно говорить о том, что ЧЭЗ в той или иной степени управляемы и могут меняться в зависимости от сложившейся ситуации. Следовательно, тип их вероятностного распределения должен быть аналогичен тому, что задается основному показателю функционирования рынка — ценам, но с учетом того, что эксплуатационные затраты гораздо статичны и поэтому более прогнозируемы (табл. 26).
Основные показатели, характеризующие изменчивость ЧЭЗ на добычу природного газа, используемые для имитационного моделирования
Рассматриваемый срок проекта Вероятность точностипрогноза уровня сопоставимых ЧЭЗ, %1 Стандартное отклонение (ах) Вероятностьдвукратного отклоненияот уровня прогнозныхзатрат, % от до от до от До До 25 лет 95 85 0,4199 0,4694 5,23 8,34 От 25 до 45 лет 90 80 0,4433 0,4987 6,67 10,24 Свыше 45 лет 85 75 0,4694 0,7733 8,34 12,31 Обоснование типа распределения для моделирования капитальных затрат должно базироваться на данных расхождений между проектными объемами инвестиций и фактическими. Однако доступ к такого рода информации весьма ограничен. Так, по данным 2003 г. [114] инвестиции в освоение Южно-Русского месторождения планировались в размере 600 млн долл (18 5 млрд р), в 2005 г. по данным, полученным Интерфакс [129], объем заявляемых инвестиций в освоение данного месторождения уже оценивался около 1 млрд долл. В 2009 г. было объявлено, что фактические инвестиции в Южно-Русское месторождение (введено в декабре 2007г.) в 2005-2008 гг. составили 133 млрд р [88], т.е. порядка 5 млрд долл.
Проблемами повышения точности оценки капитальных затрат занимались многие исследователи [5, 56, 62]. Практика показала, что ошибки при обосновании инвестиций могут быть весьма значительными, особенно на начальных этапах (например, на стадии ТЭП). "Как уже сообщалось ранее, фактический объем вложений во многие нефтегазовые проекты почти в 2 раза превысил сметные показатели, в некоторых проектах, связанных с разработкой морских месторождений превышение достигало 10 раз [5]. Безусловно, необходимо работать в направлении повышения верности оценок инвестиций. Уже разработаны и используются нефтегазодобывающими компаниями в РФ программные продукты «QUE$TOR onshore», «QUESTOR offshore» (пр-во Великобритания) для оценки капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с освоением газовых и нефтяных месторождений на суше и на море. Эксперты оценивают точность получаемых с использованием данного продукта показателей САРЕХ и ОРЕХ с погрешностью до 20-30%, что на стадии ТЭП считается небольшой погрешностью и даже вполне приемлемой для ТЭО. Однако необходимость учета в имитационном моделировании возможных отклонений от запланированного уровня капитальных путем обозначилась вполне четко.
По мнению автора, измерение величины запланированных ранее капитальных затрат в освоение месторождений углеводородов может происходить по следующим основным причинам:
Внесение изменений в технологический процесс строительства объектов промысла (появление новых передовых технологий, выявление специфических проблем в ходе проведения строительства и т.п.);
Рост (снижение) цен на закупаемое оборудование (трубопроводы, платформы, установки подготовки и перекачки УВ-сырья и т.д.);
Изменение расценок на проектно-изыскательские и строительные работы (стоимость бурения скважин, стоимость строительства линейной части ГП и т.д.).
Исходя из вышеизложенного видно, что отклонения объемов капитальных затрат от ранее запланированной их величины теоретически могут быть как,в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Однако многолетние наблюдения показали, что в целом прослеживается тенденция увеличения.. капитальных вложений в.освоение месторождений газа (как их удельных величин, так и абсолютных в сравнении с их проектными размерами). Поэтому автору вполне правомерным представляется моделирование капитальных вложений, задаваемое равномерным типом распределения в интервале от минус 10 % до плюс 30 %.
Итак, применение метода имитационного моделирования (Монте-Карло) позволит с помощью задаваемых математических моделей распределения основных факторов неопределенности подвергать алгоритм расчета показателей экономической эффективности проектов разработки месторождений ряду имитационных прогонов в ходе которых создаются возможные сценарии развития событий. При этом процесс имитации осуществляется таким образом, чтобы случайный выбор значений из определенных вероятностных распределений не нарушал существования известных или предполагаемых отношений корреляции среди независимых переменных [142]. В результате исследования строятся гистограммы плотности распределения и кривые вероятности по всем показателям экономической эффективности инвестиций, а также определяется по три показателя чистого дисконтированного дохода и индекса доходности
