Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Теоретико-методологические подходы к управлению ценовым риском нефтегазовых проектов 12
1.1. Классификация нефтегазовых проектов 13
1.2. Типология рисков нефтегазовых проектов 31
1.3. Анализ подходов к моделированию ценового риска нефтегазовых проектов 48
1.4. Анализ подходов к управлению ценовым риском нефтегазовых проектов и постановка проблемы исследования 53
Выводы по Главе 1 69
Глава 2. Организационно-методологические основы управления ценовым риском нефтегазовых проектов 71
2.1. Разработка методических положений использования инструментов управления ценовым риском нефтегазовых проектов 72
2.1.1 Методические основы использования арбитража в управлении ценовым риском нефтегазовых проектов 72
2.1.2.Методические основы использования минимаксных контрактов в управлении ценовым риском нефтегазовых проектов 96
2.2. Организационные особенности управления ценовым риском нефтегазовых проектов 102
2.2.1. Модели организации бизнеса проектов производства и поставок СПГ102
2.2.2. Управление рисками в рамках реализации различных моделей организации бизнеса СПГ проекта 107
Выводы по Главе 2 111
Глава 3. Применение механизмов управления ценовым риском нефтегазовых проектов 114
3.1. Применение арбитража в проектах производства СПГ 115
3.1.1. Исходные данные и предпосылки 115
3.1.2. Оптимизация направлений и объемов поставок СПГ проекта NLNG в Нигерии 118
3.1.3. Оптимизация направлений и объемов поставок СПГ проекта Qatargas Т4 в Катаре 126
3.2. Оценка эффективности применения минимаксных контрактов в проектах производства и поставок СПГ 135
3.2.1. Анализ применения минимаксных контрактов, основанных на принципе постоянства отношения минимальной цены к ожидаемой цене 139
3.2.2. Анализ применения минимаксных контрактов, основанных на принципе равенства ожидаемых дисконтированных потерь поставщика и покупателя 148
3.2.2. Анализ применения минимаксных контрактов, основанных на принципе равенства вероятности потерь продавца и покупателя 151
3.3. Организационные аспекты использования арбитражных операций и минимаксных контрактов в управлении ценовым риском проектов производства и поставок СПГ 152
3.3.1. Организация использования минимаксных контрактов 155
3.3.2. Организация использования арбитражных операций 157
Выводы по Главе 3 160
Заключение 165
Литература 168
- Классификация нефтегазовых проектов
- Анализ подходов к управлению ценовым риском нефтегазовых проектов и постановка проблемы исследования
- Управление рисками в рамках реализации различных моделей организации бизнеса СПГ проекта
- Организация использования арбитражных операций
Введение к работе
Актуальность. Несмотря на декларирование на государственном уровне курса на диверсификацию экономики, развитие перерабатывающих отраслей и стимулирование инновационного развития России, до сих пор основной вклад в ВВП и большая часть бюджетных поступлений обеспечиваются добывающими отраслями, в первую очередь нефтегазовым сектором. В связи с этим повышение эффективности коммерциализации российских природных ресурсов, осуществляемой посредством реализации инвестиционных проектов, является ключевой задачей, решение которой позволит обеспечить экономический рост и финансовую стабильность страны. С одной стороны, это создаст предпосылки для развития смежных отраслей, а, с другой стороны, обеспечит возможность финансовой поддержки развития отраслей с высокой добавленной стоимостью, наукоемких и инновационных производств.
Однако современные условия ведения бизнеса в международном нефтегазовом секторе обуславливают повышенные риски реализации инвестиционных проектов. Основными факторами рисков являются ужесточение конкуренции, как за природные ресурсы, так и за рынки их сбыта, повышение технической сложности реализации проектов, истощение легкодоступных запасов природных ископаемых, сложность прогнозирования будущих объемов потребления и уровней цен на энергоносители. Таким образом, эффективная реализация нефтегазовых проектов невозможна без использования механизмов управления рисками, соответствующих непрерывно меняющимся условиям хозяйствования. В условиях общей неопределенности и возрастающей волатильности цен на энергоносители, одной из актуальных задач при планировании и реализации нефтегазовых проектов является анализ и управление ценовым риском, т.е. риском неблагоприятного влияния ценовых колебаний на достижение целей проекта
Степень научной разработанности проблемы. Управлению рисками, в том числе, в рамках реализации инвестиционных проектов, посвящены работы большого числа отечественных и зарубежных авторов. Общей теории риска в экономике посвящены работы Акимова В.А., Вишнякова Я.Д., Кудрявцева А.А., Лесных В.В., Бадаева Н.Н.; основные положения оценки эффективности инвестиционных проектов в условиях неопределенности представлены в работах Виленского П.Л., Диксита А., Лившица В.Н., Пиндайка Р., Смоляка С.А.; разработке подходов к управлению рисками промышленных предприятий посвящены научные труды Бадаловой А.Г., Качалова P.M., Клейнера Г.Б., Тамбовцева В.Л.; подходы, инструменты и методы анализа и управления рисками
инвестиционных проектов представлены в работах Балдина КВ., Волкова И.М., Грачевой М.В., Грея С, Кендрика Т., Купера Д., Реймонда Д., Секерина А.Б., Уолкера П., Уорда С, Хиллсона Д., Чапмана Р., Черновой Г.В.
Вопросами управления рисками занимается целый ряд государственных и некоммерческих агентств и ассоциаций, разрабатывающих свои рекомендации в области организации и методологии управления рисками (Международный институт управления проектами (PMI), Международная организация по стандартизации (ISO), Ассоциация управления проектами Великобритании, Комитет спонсорских организаций Тредуэй (COSO), Европейская ассоциация риск-менеджеров (FERMA)).
Вопросам управления рисками нефтегазовых проектов посвящены работы Андреева А.Ф., Демкина И.В., Зубаревой В.Д., Конопляника А.А., Сафонова B.C., Саркисова А.С; анализу влияния ценовых рисков на реализацию нефтегазовых проектов работы Башмакова И.Н., Брагинского О.Б., Варшавского Л.Е., Никонова И.М., СадорскиП., Смолина С.Е., Удалова В.В.; вопросам управления ценовым риском проектов производства сжиженного природного газа (СПГ), в т.ч. на основе гибкого управления поставками СПГ работы Волкова Д., Гуэлен Г., Журавлевой П., Иконниковой С, Макарян Р., Суенаги X., Хайеса М.; минимаксные контракты как инструмент управления ценовым риском нефтегазовых проектов рассматриваются в работах Беззубова Ю.В., Кавамото К., Окамото С, Тсузаки К., Хатькова В.
Рассматриваемые в научной литературе подходы к управлению рисками инвестиционных проектов, как правило, являются универсальными и описывают базовые элементы системы управления рисками (состав процессов и процедур управления рисками, классификация факторов риска, организационные основы управления рисками, структура типовых документов в области управления рисками и т.д.) и не учитывают особенностей конкретных отраслей и направлений. Нефтегазовые проекты обладают рядом специфических характеристик, накладывающих определенное влияние на подверженность и управление рисками. В частности СПГ проекты, являющиеся объектом данного исследования, отличаются возможностью гибкого управления поставками газа, недоступного при трубопроводной транспортировке, а также особенностями ценообразования на основных рынках сбыта. Данные особенности позволяют рассматривать в качестве инструментов управления ценовым риском специфические инструменты, неприменимые для других проектов: арбитражные операции и минимаксные контракты.
Минимаксные контракты уже используются, в основном в Азиатско-Тихоокеанском регионе, для поставок СПГ на долгосрочной основе. Однако, несмотря на существующее в литературе упоминание и описание S-кривых, в настоящее время отсутствует методическая база, позволяющая обосновать параметры минимаксных контрактов, в частности принципы определения минимальных и максимальных контрактных цен, а также определить эффективность их использования.
Осуществление арбитражных операций с целью получения дополнительной прибыли также нашло отражение в научной и практической литературе. Однако, несмотря на признание возможности осуществления таких операций, до сих пор не была проведена их систематизация, не в полной мере освещены вопросы оценки их эффективности и влияние на риски нефтегазовых проектов. Например, в работах М. Хайеса рассматривается возможное извлечение выгоды от перенаправления поставок СПГ между региональными рынками. Предлагаемая им модель пригодна для краткосрочных спекулятивных операций на спотовом рынке и не может быть использована для управления ценовым риском долгосрочных СПГ проектов. X. Суенага предложил модель хеджирования арбитражной торговли СПГ в Тихоокеанском и Атлантическом бассейнах на основе фьючерсов на сырую нефть, которая позволяет увеличить выигрыш от ценового арбитража при одновременном ограничении риска. Однако задача экономического обоснования различных вариантов поставок СПГ им не решалась, а предлагаемые в его работе механизмы также могут быть использованы только в краткосрочном периоде. Г. Гуэлен и др. рассматривают торговлю СПГ на контрактном и спотовом рынках как двустороннюю игру с участием продавцов и покупателей, но влияние структуры поставок СПГ проекта на его экономическую эффективность и риски не рассматривается. Таким образом, проблема комплексного управления СПГ проектом на основе минимаксных контрактов и арбитражных операций с целью снижения ценового риска в настоящий момент исследована недостаточно.
Объект исследования. Объект исследования диссертации - проекты производства и поставок сжиженного природного газа.
Предмет исследования. Предметом исследования являются инструменты управления ценовым риском нефтегазовых проектов.
Цель и задачи. Целью работы является разработка методических и организационных положений управления ценовым риском нефтегазовых проектов, которые позволят обосновать выбор и определить параметры используемых
инструментов управления ценовым риском и снизить влияние ценовых колебаний на достижение целей нефтегазовых проектов. Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:
систематизировать подходы к управлению ценовым риском нефтегазовых проектов, проанализировать их преимущества, недостатки и ограничения в применении и обосновать целесообразность применения таких инструментов в управлении СПГ проектами;
описать и систематизировать арбитражные операции, которые могут осуществляться при поставках СПГ, разработать подход к определению оптимальных направлений и объемов поставок СПГ проектов;
выявить принципы определения параметров минимаксных контрактов и разработать подход к их определению, а также разработать подход к оценке эффективности использования минимаксных контрактов как инструмента управления ценовым риском СПГ проектов;
провести анализ экономической эффективности применения инструментов управления ценовым риском нефтегазовых проектов в зависимости от различных условий внешней среды, обосновать их параметры и границы использования;
проанализировать существующие модели реализации СПГ проектов и обосновать возможность использования различных инструментов управления ценовым риском в ходе их выполнения;
разработать рекомендации по организации использования предлагаемых инструментов управления ценовым риском в нефтегазовых компаниях.
Теоретическая и методологическая основа исследования. Теоретической и методологической основой исследования послужили исследования отечественных и зарубежных авторов, касающиеся вопросов управления рисками, управления нефтегазовыми проектами, в том числе проектами производства и поставок СПГ, моделирования изменений рыночных цен. В процессе исследования применялись методы анализа и синтеза, экономико-математического моделирования и статистического анализа, экспертные методы. Кроме этого, для проведения исследования были использованы данные международных консалтинговых компаний (Расе Global) и аналитических агентств (Международное энергетическое агентство (МЭА)). Расчеты производились с помощью программных продуктов MS Excel и Oracle Crystal Ball.
Научная новизна и научные результаты. Научная новизна диссертационного
исследования состоит в разработке организационно-методических положений управления ценовым риском нефтегазовых проектов, базирующихся на гибком подходе к управлению поставками и использовании контрактных условий реализации продукции, применение которых позволит ограничить негативное влияние рьшочных колебаний цен на достижение целей проекта.
Основными научными результатами, полученными лично автором, являются:
разработан подход к определению эффективности использования арбитражных операций в рамках реализации СПГ проектов как инструмента снижения ценового риска, основанный на предлагаемой автором оригинальной классификации арбитражных операций, позволивший обосновать экономическую эффективность осуществления арбитражных операций и оценить их влияние на уровень ценового риска СПГ проектов;
разработан подход к определению структуры поставок СПГ проекта с учетом возможности осуществления арбитражных операций, позволяющий повышать экономическую эффективность проектов при ограничении уровня ценового риска;
обоснованы принципы определения параметров минимаксных контрактов, и на их основе разработан подход к оценке эффективности их использования в целях управления ценовым риском СПГ проектов;
предложены рекомендации по использованию инструментов управления ценовым риском СПГ проектов на основе разработанной автором классификации моделей бизнеса;
разработаны организационные механизмы управления ценовым риском на основе арбитражных операций и минимаксных контрактов, включающие организационные модели их реализации и алгоритм определения структуры поставок, которые позволят использовать разработанные автором методические положения управления ценовым риском в рамках реализации СПГ проектов.
Теоретическая и практическая значимость диссертационного исследования. Теоретическая и практическая значимость диссертационного исследования заключаются в разработке механизмов управления ценовым риском, позволяющих снизить подверженность нефтегазовой компании и реализуемых ей инвестиционных проектов ценовому риску и повысить эффективности инвестиций за счет использования.
Разработанные в работе рекомендации позволяют обосновать эффективность применения арбитражных операций и минимаксных контрактов для управления ценовым
риском проектов производства и поставок СПГ, определить рациональные объемы совершения арбитражных операций, обосновать эффективный выбор направлений контрактных поставок, определить параметры минимаксных контрактов, позволяющие снизить ценовой риск СПГ проектов.
Практическая значимость результатов диссертационного исследования подтверждается применением предлагаемых положений по использованию арбитражных операций в ходе разработки Программы реализации Стратегии в области производства и поставок сжиженного природного газа ОАО «Газпром», а также использованием ряда представленных в диссертации положений в рамках разработки и проведения автором курса «Прогнозирование и моделирование рисков проекта» в магистратуре факультета менеджмента НИУ ВШЭ.
Апробация и публикации. Основные результаты исследований были обсуждены на конференциях: 2-я, 3-я, 4-я и 5-я конференция «Современный менеджмент: проблемы, гипотезы, исследования» в 2009, 2010, 2011 и 2012 в г. Москва (НИУ ВШЭ), II научно-практическая молодежная конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» в 2010 (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), франко-российская научно-практическая конференция «Экономика, политика, общество: новые вызовы, новые возможности» в 2010 (НИУ ВШЭ), III международный научно-практический семинар «Эффективное управление комплексными нефтегазовыми проектами» в 2011 (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), VIII Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 80-летию РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России в 2010 (РГУНГ им. Губкина), IV открытой научно-технической конференции молодых специалистов и работников ООО «Газпром добыча Астрахань» в г. Астрахань в 2011, научно-практическом семинаре «Актуальные проблемы топливной промышленности в РФ» в 2012 (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), III научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» в г. Новый Уренгой в 2012.
Полученные в ходе исследования результаты были отражены в ряде публикаций. Общее количество публикаций - 15, включая главы в монографии и учебном пособии и 8 публикации в научных изданиях, определенных перечнем ВАК РФ. Совокупный объем публикаций, написанный лично автором составляет 7,9 п. л.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка используемой литературы (147 наименований); изложена на 180
Классификация нефтегазовых проектов
Проекты, реализуемые в нефтегазовой отрасли, существенно отличаются как по масштабам и срокам их выполнения, так и по направлению деятельности (геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение и т.д.). Кроме того, они могут различаться по многим другим характеристикам, таким как состав участников (их количество, принадлежность к разным странам, правовой статус и пр.), механизмы и источники финансирования (за счет собственных средств, за счет привлечения заемных средств (кредиты, облигации, проектное финансирование и др.), характер создаваемого результата (создание новых производственных мощностей, расширение существующей производственной базы, модернизация) и т.д. Принадлежность проекта к той или иной группе накладывает существенный отпечаток на специфику и уровень подверженности проекта рискам различной природы. Так, например, международный характер проекта (присутствие иностранных участников или реализация проекта на территории зарубежных стран) приводит к повышению значимости геополитических рисков; проекты по проведению геологоразведочных работ подвержены специфическим геологическим рискам, оказывающим существенно меньшее влияние на проекты в области добычи и транспортировки углеводородов и т.д. В этой связи в целях учета особенностей управления проектами разных типов, стандартизации и оптимизации управления такими проектами и их рисками необходимо определить перечень классификационных признаков, в соответствии с которыми будет осуществляться деление. В литературе встречается множество типологий проектов, основанных на различных критериях. Однако классификации, приводимые в работах, посвященных вопросам методологии управления проектами и рисками проектов [17, 49, 55, 121] не отражают специфику нефтегазовых проектов. Так, например, Мазур отмечает, что методы управления проектом в большой степени зависят от его характеристик [49], однако приводимая им классификация, хоть и является достаточно полной, не учитывает отраслевых особенностей проектов. В свою очередь Локк выделяет всего четыре типа проектов [121]: к первому типу относятся крупные капиталоемкие проекты в сфере строительства и развития инфраструктуры, добычи полезных ископаемых, перерабатывающей промышленности; ко второму типу - производственные проекты в промышленности от машиностроения до разработки и производства новых товаров широкого потребления и фармацевтики; в третью группу попали организационные проекты (проекты внутреннего развития), включающие ИТ-проекты, проекты в области маркетинга, реорганизации и др.; наконец, в четвертую группу попали проекты, связанные с научными исследованиями, с неопределенным результатом и не всегда четкими целями. Несмотря на то, что с точки зрения выбора общего подхода к управлению проектом такое деление может быть уместно, оно не в полной мере отражает специфику рисков, присущих различным проектам в одной группе (например, проектам в авиастроении и в производстве напитков, проекту по строительству платной дороги и по разработке нефтегазового месторождения и т.д.).
В ряде работ, посвященных управлению в нефтегазовой отрасли, также рассматриваются вопросы классификации проектов [3, 30, 74]. Однако представленные в данных работах классификации не отличаются полнотой с точки зрения учета как специфических, так и общих характеристик инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли. Так в работах Андреева [3] и Зубаревой, Саркисова и Андреева [30] классификация проектов основывается только на таких универсальных характеристиках инвестиционных проектов, как масштаб, сложность, состав участников и пр. Хотя стоит отметить, что авторы дают рекомендации по отнесению проекта к той или иной группе именно применительно к нефтегазовым проектам. Бадиру и Осисанья [74] классифицируют нефтегазовые проекты по сфере деятельности, выделяя проекты по разведке и разработке месторождений, проекты по бурению и добыче, проекты по переработке, проекты по транспортировке и проекты в поддерживающей деятельности (маркетинг, финансы, ИТ и др.). Таким образом, несмотря на то, что авторы отмечают влияние размера инвестиций, уровня технической сложности и количества взаимодействий в проекте на процессы управления проектом и уровень его риска, в предлагаемой ими классификации данные важные характеристики отсутствуют.
В настоящей работе автором приведена классификация нефтегазовых проектов, с одной стороны, учитывающая специфику рассматриваемых проектов, а, с другой стороны, включающая в себя целый ряд других характеристик, , оказывающих влияние на процессы планирования и управления такими проектами и их рисками. В Табл. 1.1 представлены выделенные автором классификационные группы нефтегазовых проектов, соответствующие им виды проектов, а также определено влияния принадлежности к различным группам на подверженность проекта рискам.
Необходимо отметить, что предлагаемая в данной работе типология проектов касается в большей степени инвестиционных проектов, реализуемых в рамках основных направлений деятельности нефтегазовых компаний, и не охватывает ряд непрофильных, хотя и значимых, направлений (например, электроэнергетику, в т.ч. на основе альтернативных источников энергии), а также такие поддерживающие основную производственную деятельность компании сферы как финансы, управление персоналом, маркетинг и пр.
Рассмотрим подробнее каждый из представленных в Табл. 1.1 фасетов классификации нефтегазовых проектов и влияние принадлежности проекта к той или иной группе на подверженность рискам.
Ключевой характеристикой нефтегазового проекта является сфера реализации, или, другими словами, направление деятельности компании, для развития которого проект реализуется (геологоразведка, добыча, транспортировка и т.д.). Необходимо отметить, что приведенный в Табл. 1.1 список не является окончательным и не претендует на полноту охвата различных видов деятельности нефтегазовых компаний. Существует большое количество направлений, не нашедших отражение в приведенной классификации: проекты в электроэнергетике, проекты НИОКР, проекты по созданию сетей АЗС, проекты внутреннего развития, маркетинговые проекты, проекты в области экологии, энергосбережения и социального развития и т.д. Однако, по мнению автора, приведенная классификация содержит все основные профильные направления деятельности нефтегазовых компаний и позволяет выявить специфические характеристики и риски, присущие проектам из разных групп.
Другим важным критерием для группировки проектов является их масштаб. Определение масштабности проекта может осуществляться также по нескольким критериям, ключевыми из которых являются стоимость проекта, сроки его реализации и структура. Как правило, три приведенные характеристики проекта коррелируют, т.е. проект, предполагающий большие капиталовложения, имеет длительный срок реализации (осуществления инвестиций) и эксплуатации (коммерческого использования результатов проекта), а также сложную организационную структуру. По стоимости выделяют малые, средние и крупные проекты, а по срокам - краткосрочные, среднесрочные и долгосрочные, при этом конкретные пороговые значения сроков реализации и объемов инвестиций в проект для отнесения их к какой-либо категории могут устанавливаться каждой компанией самостоятельно.
Анализ подходов к управлению ценовым риском нефтегазовых проектов и постановка проблемы исследования
Существенное влияние ценовой неопределенности на эффективность и риски нефтегазовых проектов требует повышенного внимания к выбору инструментов управления ценовым риском. К настоящему времени сформировался целый ряд подходов к снижению данного риска, основанных как на использовании биржевых инструментов и производных ценных бумаг, так и на использовании различных контрактных условий поставки энергоносителей.
Традиционным инструментом снижения рисков крупных нефтегазовых проектов являются долгосрочные контракты [32], заключаемые на срок до 40 лет. Особую популярность такие контракты приобрели в связи с началом быстрого развития сегмента сжиженного природного газа (СПГ), начавшегося в 1970-х гг. Некоторые контракты, заключенные в то время, например контракты на поставку СПГ из Индонезии в Японию, действуют до сих пор. В дальнейшем долгосрочные контракты получили широкое распространение и в сегменте трубопроводной поставки природного газа, в частности при поставках российского газа в Европу.
Трубопроводные газовые контракты на Европейском рынке основываются на гронингенской модели долгосрочного газового контракта, использующей принцип net-back относительно цены альтернативных энергоресурсов. Экономическая сущность этой модели заключается в максимизации для государства потенциала долгосрочного использования природного газа как истощаемого ресурса за счет поддержания цен на уровне конкурентоспособности с альтернативными для конечного потребителя ресурсами. Возникающие при этом дополнительные доходы, так называемая рента Хотеллинга, рассматривается как вознаграждение за сбереженные для будущих поколений ресурсы. Гронингенская модель была предложена в 60-х годах прошлого века, в качестве формулы ценообразования использовала привязку к ценам на нефтепродукты, исходя из энергетического характера использования газа и однонаправленного механизма энергозамещения газа нефтепродуктами. В настоящее время газ все больше используется на технологические и химические нужды, где его конкурентоспособность существенно выше чисто энергетического эквивалента, а развитие технологий КПГ, СПГ и СЖТ делают энергозамещение двунаправленным: теперь и газ может замещать нефтепродукты, причем даже в качестве моторного топлива [34].
Цена реализации газа по долгосрочным контрактам, как правило, устанавливается согласно заранее оговоренной ценовой формуле, привязывающей цену на газ к биржевым ценам на нефть, нефтепродукты, уголь, а в ряде случаев и на другие энергоносители, в т. ч. атомную энергию, энергию из альтернативных источников и пр. Так контрактная цена на газ в Европе p(t) вычисляется по следующей формуле [39]: р, (t) = afofl(t)+аГа gasoil(t)+aresidual(t)+bt, где d 1 ,afeaI,а — ценовые коэффициенты контрактной формулы, определяемые на основе энергетической заменимости нефтепродукта природным газом, bf - поправочный коэффициент контрактной формулы, oil(t), gasoil(t), residucd(t) - усредненные значения (как правило, за последние 3-9 месяцев) цены на сырую нефть, газойль и мазут соответственно в момент времени t. Таким образом, цена реализации газа зависит от цены на нефть и сильно коррелирующих с ней цен на другие энергоносители, что обеспечивает поставщиков газа определенной уверенностью относительно уровня будущих доходов. А заложенные в контракты усреднение цены и временной лаг позволяют, во-первых, снизить влияние кратковременных скачков цен, а, во-вторых, достаточно точно прогнозировать поступления денежных средств на ближайшие 3-9 месяцев и заранее принимать меры реагирования в случае изменения рыночных тенденций.
Однако, несмотря на долгую и успешную историю применения долгосрочных контрактов с целью снижения рисков нефтегазовых компаний, в том числе и ценового риска, в последнее время наметился ряд тенденций, ограничивающих возможности использования данного механизма. В условиях высокого уровня цен на нефть, во многом обусловленного спекулятивными операциями на рынке производных ценных бумаг, многие потребители газа выражают недовольство сложившейся системой ценообразования. Крупнейшие европейские потребители газа давно выступают за отход от жесткой ценовой привязки к нефти и переход на рыночное (биржевое) определение цены, по аналогии с североамериканским рынком. Происходящие изменения могут иметь существенное влияние на российский газовую отрасль, и в частности на ОАО «Газпром», как крупнейшего поставщика природного газа в Европу. В ситуации мирового экономического кризиса, сопровождавшегося падением биржевых цен на энергоносители, и резкого увеличения предложения СПГ, в первую очередь со стороны Катара, европейские потребители существенно снизили отбор российского газа, заместив его СПГ, купленным на спотовом рынке, а также поставками газа из Норвегии, которая приняла решение пойти потребителям на встречу и снизить контрактную цену, приблизив ее тем самым к биржевым значениям (цена газа по некоторым контрактам поставок из Норвегии на 40% состояла из спотовой составляющей [2]). В результате доля ОАО «Газпром» на европейском рынке снизилась в I квартале 2009 года до уровня в 16% [47]. Для предотвращения дальнейшего падения доли на европейском рынке компания пересмотрела ряд контрактов с ключевыми потребителями, включив в формулу расчета цены спотовую составляющую — 10-15% от реализуемых объемов [2, 28]. Таким образом, использование контрактов с ценовой привязкой к нефти (нефтепродуктам) в качестве инструмента снижения ценовых рисков нефтегазовой компании несколько теряет свою эффективность. В первую очередь это обусловлено сложностью продления существующих и заключения новых контрактов на соответствующих условиях. Европейские потребители газа, с одной стороны, выступают категорически против сложившейся системы ценообразования, а с другой стороны, стремятся ослабить свою зависимость от поставщиков ресурсов, как за счет диверсификации поставок, так и за счет сокращения средних сроков заключаемых контрактов. В условиях усиливающейся конкуренции и либерализации газовых рынков даже положения уже существующих контрактов не редко пересматриваются под давлением потребителей в сторону увеличения ценовой гибкости [51].
Универсальным подходом к снижению рисков нефтегазовой компании, используемым также для управления ценовым риском, является диссипация, т.е. раздел рисков с компаниями-партнерами по реализации инвестиционных проектов. Реализация нефтегазовых проектов требует масштабных капиталовложений, и чем больше размер инвестиций, тем чувствительнее компания к риску невозврата вложенных средств, порождаемого, в первую очередь, ценовой неопределенностью. С целью снизить возможные потери в случае реализации негативного сценария развития событий, нефтегазовые компании часто вступают в международные инвестиционные консорциумы, реализующие тот или иной проект, что позволяет ограничить риски, принимаемые компанией.
Управление рисками в рамках реализации различных моделей организации бизнеса СПГ проекта
Особенности описанных выше моделей реализации СПГ проектов обуславливают различие в подверженности таких проектов рискам разной природы. Виды деятельности, включаемые в цепочку создания добавленной стоимости проекта, состав активов, создаваемых в рамках проекта, стратегия работы на рынках сбыта и структура договорных отношений с контрагентами, свойственная той или иной модели, обуславливают ключевые группы рисков, присущие разным моделям, с также ключевые факторы повышения ценности бизнеса (Табл. 2.3).
Одной из ключевых задач при принятии инвестиционных решений по СПГ-проектам, в том числе решений относительно используемой модели бизнеса, является оценка экономической эффективности и рисков рассматриваемых проектов. Стандартные подходы, основанные на дисконтировании ожидаемых денежных потоков и предполагающие неизменность хода реализации проекта (отсутствие управленческой гибкости), зачастую не позволяют принимать эффективные управленческие решения. При этом, как уже отмечалось, технология СПГ позволяет достаточно гибко, в отличие от трубопроводов, управлять направлениями и объемами поставок газа. Это не только позволяет снижать транзитные и рыночные риски, но и получать дополнительную выгоду от оптимизации потоков в зависимости от рыночной конъюнктуры, извлекая максимальную прибыль в каждый момент времени. Возможность такой оптимизации вытекает из сложившейся на данный момент ситуации на мировом рынке газа и СПГ и ее необходимо учитывать при оценке экономической эффективности проектов и альтернативных вариантов применяемой модели бизнеса (рассматриваемая гибкость в наибольшей степени характерна моделям интегрированного агрегатора и сбытовой модели). В Табл. 2.4. представлены подходы управления ценовым риском, рекомендуемые для различных моделей ведения бизнеса на рынке СПГ.
Анализ специфики и тенденций на рынках СПГ, а также проведенный обзор научных работ в области обоснования вариантов поставок СПГ позволяют сделать следующие основные выводы:
- у нефтегазовых компаний имеются определенные резервы повышения эффективности их работы за счет совершенствования механизмов управления поставками СПГ;
- в настоящее время наблюдается явный недостаток теоретических и методических наработок в данном направлении. Для эффективного решения обозначенных выше задач целесообразно использование математического инструментария имитационного моделирования.
Развитие спотовых рынков создает производителям СПГ возможность гибкого управления поставками и получения за счет этого дополнительной прибыли. Однако возможность использования данных инструментов во много зависит от схемы и стратегии реализации проекта. На основе анализа опыта реализации СПГ проектов автором были выделены основные модели организации бизнеса на данном рынке: традиционная интегрированная модель, модель производителя, толлинговая модель, модель сбытовика и модель интегрированного агрегатора. Разработанные в данной работе модели ориентированы, прежде всего, на компании, имеющие собственное производство СПГ и самостоятельно реализующие данные объемы на рынке.
Анализ практики и теоретических работ, посвященных возможности гибкого управления поставками СПГ позволил разработать классификацию арбитражных операций, за счет которых может быть повышена экономическая эффективность СПГ проектов. В качестве основных видов арбитража были выделены контрактный арбитраж, основанный на перенаправлении уже законтрактованных объемов продукции, и спотовый арбитраж, предполагающий наличие у компании «свободных», законтрактованных объемов СПГ и оптимизацию их поставок на спотовые рынки.
Для последующего определения эффективности реализации арбитражных операций был разработан ряд экономико-математических моделей, использование которых позволит также ответить на ряд важных с точки зрения управления СПГ проектом вопросов. В частности, необходимо определить оптимальное соотношение поставок продукции проекта на спот и по долгосрочным контрактам, оценить влияние использования арбитража на эффективность и риски проекта, определить наиболее эффективный вид арбитражных операций и др.
Необходимость удержания риска на приемлемом уровне обуславливает необходимость ограничения масштабов осуществления арбитражных операций с СПГ. В этой связи при разработке средне- и долгосрочных программ развития компании на рынке СПГ особое значение приобретает соблюдение баланса между доходностью и риском инвестиций, достижение которого возможно, в том числе, за счет определения баланса между спотовыми и контрактными поставками СПГ. Применение разработанных автором инструментов позволяет обосновать распределение направлений и объемов поставок СПГ, позволяющее достичь стратегических целей и ориентиров компании.
Организация использования арбитражных операций
Использование арбитражных операций в ходе реализации СПГ проектов требует, во-первых, принятия ряда стратегических решений о потенциальной структуре продаж продукции проекта (доля спотовых и контрактных поставок, распределение контрактных поставок по региональным рынкам), а, во-вторых, некоторых изменений в организационной структуре КСН, обусловленных необходимостью и сложностью координации и организации арбитражных операций.
Решение об использовании арбитражных операций и об их объеме должно быть согласовано и принято Участниками проекта и учтено в совместном бизнес-плане проекта на этапе планирования. Для этого необходимо:
- определить согласованные требования к требуемой доходности проекта и приемлемому уровню риска;
- на основе предлагаемых моделей оценить оптимальное с точки зрения максимизации NPV и сохранении приемлемого уровня риска распределение контрактных и спотовых поставок (т.е. долю заранее контрактуемых объемов производства СПГ), а также распределение контрактных поставок между различными региональными рынками;
- проведение маркетинговых мероприятий и переговоров с потенциальным покупателями с целью достижения целевой структуры поставок продукции, определенной на предыдущем шаге;
- оценка достигнутых договоренностей с потенциальными покупателями на предмет соответствия целевой структуре поставок. В случае невозможности обеспечения желаемой структуры поставок, производится оценка проекта на предмет экономической эффективности и приемлемости с точки зрения риска при фактически достигнутых соглашениях. При положительном результате такой оценки проект реализуется в соответствии с фактически сложившимися договоренностями. При неудовлетворительном результате оценки принимается решение о дальнейшем продолжении маркетинговой деятельности, об отсрочке/закрытии проекта или об изменении требований к доходности проекта и приемлемому уровню риска.
Схематично представленный алгоритм отражен на Рис. 3.23.
Вторым необходимым условием эффективного использования арбитражных операций являются соответствующие изменения организационной структуры КСН. Необходимость данных изменений обусловлена потребностью оперативного мониторинга региональных рынков газа и осуществления достаточно большого количества операций на различных рынках.
Для осуществления мониторинга региональных рынков, более плотной работы с потенциальными покупателями незаконтрактованных объемов СПГ, оперативного заключения и сопровождения соответствующих сделок, обеспечения процессов морской транспортировки и др. предлагается создание дочерней торговой компании, которая будет выполнять перечисленные функции. Функция оптимизации совокупного портфеля поставок сохраниться на уровне руководства КСН — в рамках отдела мониторинга рынков и управления спотовыми поставками, входящего в коммерческое подразделение КСН.
Также стоит отметить, что учитывая наличие независимых торговых площадок СПГ в различных регионах, целесообразно предусмотреть региональные филиалы (подразделения) торговой компании, которые на местах будут заниматься трейдингом и сопровождением сделок. Модифицированная организационная структура управления проектом с учетом необходимости осуществления арбитражных операций представлена на Рис. 3.24.
Предлагаемые в данной работе организационные схемы и механизмы позволят внедрить предлагаемые инструменты управления ценовым риском в управление нефтегазовыми проектами.
