Теоретические основы реализации проектов на условиях Соглашения о разделе продукции

 

Введение


Актуальность темы исследования.

За годы Независимости в Республике Узбекистан проделана огромная работа по созданию благоприятного инвестиционного климата, широкой системы правовых гарантий и льгот для иностранных инвесторов, разработана целостная система мер по стимулированию деятельности предприятий с иностранными инвестициями. В стране широкое развитие получило привлечение инвесторов на основе соглашений о разделе продукции (эта форма широко применяется в других странах, в первую очередь для привлечения иностранных вложений в разработку недр).

В отличие от некоторых других стран СНГ, где законодательство "догоняло" отрасль, создавая правовую основу уже после того, как были заключены первые соглашения о разделе продукции, в Узбекистане в первую очередь была правовая база, и лишь затем последовало заключение соглашений. Логическим продолжением Указа Президента Республики Узбекистан № 2598 от 28 апреля 2000 года, которым был заложен фундамент для перехода на новый этап развития - активную разработку новых месторождений, добычу ресурсов из трудноизвлекаемыхместорождений с применением передовых технологий стал Закон Республики Узбекистан "О соглашениях о разделе продукции" от 7 декабря 2001 года № 312-II. В нем предусмотрены необходимые инструменты, позволяющие наладить взаимодействие государства и иностранных партнеров в целях разработки трудноизвлекаемых запасов, разведки перспективных территорий, повышения извлекаемости разрабатываемых месторождений с привлечением передовых технологий, опыта и, конечно же, капитала.

Первое в истории Узбекистана СРП было подписано в 2001 году с компанией "UzPEC", образованной британской "TrinityEnergyGroup" для реализации нефтегазовых проектов в Узбекистане. В июле 2004 года "ЛУКОЙЛ-Оверсиз", вторая по размеру из российских компаний после "Газпрома", подписала Соглашение о разделе продукции в отношении Кандымской группы месторождений (участки Хаузак, Шады и Кунградский) сроком действия 35 лет. В 2005 году было подписано Соглашение о совместном изучении Байсунского инвестиционного блока Сурхандарьинской области с компанией "PETRONAS CarigaliOverseasSdn.Bhd." (Малайзия). В 2006 году было подписано Соглашение о разделе продукции в отношении узбекской части Аральского моря консорциумом инвесторов в составе НХК "Узбекнефтегаз", Корейской национальной корпорацией, компаниями "Лукойл Оверсиз Холдинг Лтд." (Россия), "PETRONAS CarigaliOverseasSdn.Bhd." (Малайзия) и "Си-Эн-Пи-Си Интернейшнл Лтд." (КНР). В 2007 году компания "Союзнефтегаз Восток Лимитед" подписала Соглашение о разделе продукции в отношении месторождений на территориях Юго-Западного Гиссара и Устюртского региона.

Основной целью правовых отношений между участниками инвестиционных проектов на условиях Соглашения о разделе продукции является получение от участия в общем деле справедливой доли, которая формируется из ряда таких составных экономических элементов, как роялти, продукция для компенсации произведенных затрат, налог на доход, чистая прибыль, бонусное вознаграждение и др. Эти составные элементы общего дохода каждой стороны в разных странах формируются по-разному и отражаются в условиях соглашений, исходя из чего, курсовая работа посвященная анализу экономического механизма раздела рентного дохода между участниками проекта представляется актуальной.

Цель и задачи курсовой работы.

Цель курсовой работы состоит в том, чтобы на основе изучения экономического механизма раздела рентного дохода на условиях СРП определить экономическую эффективность реализации проекта в целом, а также для участников соглашения.

В соответствии с поставленной целью в работе следует рассмотреть и решитьследующие задачи:

§рассмотреть мировой опыт применения СРП и его особенности по сравнению с другими видами контрактных отношений в нефтегазовой отрасли;

§детально изучить теоретические основы экономического механизма раздела рентного дохода на условиях СРП;

§провести анализ эффективности реализации проекта на условиях СРП;

§разработать рекомендации по повышению эффективности реализации проекта на условиях СРП.

Объект исследования.

За объект исследования было принято гипотетическое нефтяное месторождение "Узбекистан".

раздел продукция нефтегазовый отрасль


Глава 1. Теоретические основы реализации проектов на условиях СРП


.1Сущность и особенности реализации проектов на условиях СРП


Соглашение о разделе продукции (СРП) (ProductionSharingAgreement, PSA) является специальным типом договора об организации совместного предприятия. СРП - это договор, заключенный между зарубежной нефтяной компанией (подрядчиком) и государственным предприятием (государственной стороной), уполномочивающей подрядчика провести нефтяные поисково-разведочные работы и эксплуатацию в пределах определенной области (контрактная территория) в соответствии с условиями соглашения. Полномочия государственной стороны основываются или на владении исключительной лицензией, предоставленной в соответствии с нормами применимого законодательства, регулирующего операции с нефтью, в этом случае область соглашения совпадает с областью лицензии, или на общем исключительном разрешении (и обязанности) проводить операции с нефтью на всей территории страны без определенных обязательств[15].

Основные преимущества СРП перед лицензионной системой (современными концессиями) в следующем:

vв случае концессии принимающая страна максимизирует свои доходы в денежной форме, то есть в виде налогов, взимаемых в национальной валюте. В случае СРП - может взимать их в товарной форме (в виде нефти), минимизируя тем самым валютный риск;

vв случае концессии принимающая страна обычно играет пассивную роль при реализации проекта, получая, как правило, только фискальные выгоды от участия в нем. В случае СРП государство играет, как правило, активную роль, особенно при создании совместного предприятия (консорциума) с участием национальной (государственной или негосударственной) и иностранной нефтяной компании.

В мировой практике широко применялись три основные модели СРП:

1."индонезийская" - исторически первая модель СРП. Появилась в нефтяной промышленности Индонезии в 1966 году и впоследствии широко распространилась по всему миру. Предусматривает три уровня раздела продукции;

2."перуанская" - предусматривает (1971 год) два уровня раздела продукции;

3."ливийская" - предусматривает (1974 год) один уровень раздела.

Принятием Федерального закона РФ "Соглашение о разделе продукции" и других подзаконных нормативных документов появилась "российская" модель СРП, которая широко распространилась среди добывающих стран на территории СНГ, в том числе и в Республике Узбекистан.

Российская модель СРП (1995 год) представляет особый тип СРП с четырьмя уровнями раздела произведенной продукции:

§первый - инвестор уплачивает государству плату за право пользования недрами (роялти), равную от 6 до 16% от валовой выручки;

§второй - инвестор получает "компенсационную нефть" для возмещения своих затрат;

§третий - оставшаяся "прибыльная нефть" подлежит разделу между государством и инвестором в оговоренных пропорциях;

§четвертый - инвестор уплачивает со своей доли прибыльной нефти налог на прибыль (по ставке до 35%).


.2 Механизм и принципы раздела продукции между Государством и Инвестором


Документ, на основании которого ведутся переговоры между Государством и Инвестором об условиях раздела продукции, юридически закрепляемых в СРП, называется технико-экономическим обоснованием СРП или ТЭО СРП.

Требования к содержанию всех разделов ТЭО зависят от степени изученности объектов лицензионной территории, по которой предполагается заключение СРП. В соответствии с Законом "О СРП" соглашения между Государством и Инвестором могут заключаться в отношении нефтегазовых объектов, находящихся на разных стадиях изученности, а ТЭО выполняться на базе исходных геолого-технологических и технико-экономических данных, различающихся степенью достоверности и детальности.

Степень риска Государства и Инвестора, а также содержание ТЭО, зависит от стадии, на которой заключается СРП. С этой целью выделяются следующие пять основных стадий заключения СРП:

üПервая стадия - стадия поисковых работ в пределах лицензионного участка, до того момента, когда поисковая скважина только вскрыла продуктивный пласт.

üВторая стадия - начинается с момента получения первого притока из поисковой скважины и включает стадию оценки месторождения или объекта (согласно "Положению об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ");

üТретья стадия - с момента начала пробной или опытно - промышленной эксплуатации до завершения процесса подготовки запасов к промышленной эксплуатации.

üЧетвертая стадия - включает основной период разработки, на котором отбирается большая часть извлекаемых запасов нефти;

üПятая стадия - стадия завершения разработки (доразработка) с целью выработки остаточных запасов УВ.

В соответствии с Законом Республики Узбекистан "О СРП" текущий (квартальный или годовой) раздел продукции между Государством и Инвестором, определяющий их доходы в процессе разработки и эксплуатации месторождения УВ, осуществляется с помощью следующих видов налогов и параметров раздела продукции, устанавливаемых в долях или процентах:

vплата за пользование недрами (роялти);

vмаксимально допустимый объем (предельная доля) компенсационной продукции;

vпропорции раздела прибыльной продукции между Государством и Инвестором;

vналог на прибыльную продукцию Инвестора.

Роялти представляет собой налог, обеспечивающий владельцу недр - Государству, устойчивый доход, не зависящий от результатов коммерческой деятельности недропользователя. Он регулярно выплачивается недропользователем (Инвестором) как установленная часть от общего объема произведенной продукции за рассматриваемый период (квартал, год). В соответствии с СРП может вноситься как в натуральной, так и в денежной форме [14].

Произведенная продукция представляет собой общий объем УВ, добытых и доставленных в пункт раздела, фиксируемый в условиях СРП. Пункт раздела является пунктом транспортной системы, до которого затраты Инвестора относятся к возмещаемым.

Затраты, понесенные Инвестором, делятся на две категории - возмещаемые за счет компенсационной продукции и невозмещаемые. Состав возмещаемых затрат устанавливается в СРП.

К возмещаемым затратам относятся капитальные затраты (поиски, разведка и разработка месторождений), эксплуатационные затраты (добыча) и транспорт УВ до установленного пункта раздела, а также отчисления в ликвидационный фонд. При разработке новых месторождений в компенсационную продукцию включаются в согласованных с Инвестором размерах прошлые затраты Государства на геолого-разведочные работы, если такие имели место. Отнесение других затрат к той или иной категории (различные виды бонусов и взносов в бюджеты и др.) устанавливается в процессе переговоров и закрепляется в СРП.

Распределяемый объем УВ представляет собой часть произведенной продукции, уменьшенной на величину платы за пользование недрами (роялти).

Объем компенсационной продукции, соответствующий рассматриваемому периоду (квартал, год), может быть равен максимально допустимому ее объему, если накопленные затраты превышают его стоимость. Компенсационная продукция может быть равна накопленным затратам, если накопленные затраты оказываются меньше стоимости максимально допустимого ее объема.

Накопленные к рассматриваемому периоду (год, квартал) затраты представляют собой сумму не возмещенных к его началу возмещаемых затрат и возмещаемых затрат рассматриваемого периода. Они предъявляются Инвестором к погашению за счет компенсационной продукции.

Общая прибыльная продукция представляет собой разность между распределяемой продукцией и компенсационной продукцией. Размеры прибыльной продукции Государства и Инвестора определяются делением общей прибыльной продукции соответственно установленным пропорциям.

Налог на прибыльную продукцию Инвестора устанавливается в соответствии с действующей на момент заключения СРП ставкой налога на прибыль.

Чистая прибыльная продукция Инвестора определяется как его прибыльная продукция, уменьшенная на объем выплат, в соответствии с установленной налоговой ставкой на прибыль.

Общий доход Государства представляет собой сумму платы за пользование недрами (роялти), стоимости его прибыльной продукции и налога на прибыльную продукцию Инвестора. Кроме этого, в доход Государства включаются величина НДС, обязательные платежи по социальному и медицинскому страхованию работников - граждан РУз, а также платежи в Пенсионный фонд РУз, различные виды выплат Инвестора в бюджеты (бонусы, возмещение прошлых затрат Государства, арендные платежи и т.д.).

Последовательность определения общего дохода Государства к чистой прибыльной продукции Инвестора представлена на рис. 1.


Рисунок 1. Схема раздела продукции между Государством и Инвестором


Ставки налогов и значения параметров раздела продукции (за исключением ставки налога на прибыль), а также различные выплаты Государству из компенсационной продукции могут оставаться постоянными в течение срока действия СРП и таким образом неизменными для всех периодов (годы, кварталы) раздела продукции. Они могут ставиться в зависимость от текущих значений различных количественных и качественных показателей, достигаемых в ходе реализации проекта (объемы добываемой продукции, внутренняя норма доходности, индексы доходности и т.д.), а также от календарного времени реализации СРП, формируя экономический механизм раздела продукции [19].

Предлагаемый в ТЭО СРП экономический механизм должен отвечать принципам раздела продукции между Государством и Инвестором.

Раздел продукции между Инвестором и Государством адекватен разделу рентного дохода, формирующегося при разработке и эксплуатации месторождения УВ. Рентный доход, получаемый в результате разработки месторождения УВ, формируется как разность между выручкой от реализации УВ и совокупными затратами, включающими нормальное вознаграждение (стоимость) капитала, без учета сопутствующих данному проекту инвестиционных рисков. С известным приближением эквивалентом рентного дохода может считаться чистый дисконтированный (приведенный) доход (NPV - netpresentvalue).

Раздел рентного дохода осуществляется в рамках СРП с помощью экономического механизма, фиксируемого в его условиях.

Под экономическим механизмом СРП понимается состав и размеры всех возможных видов налогов и платежей Инвестора (арендная плата, различные виды бонусов и отчислений в бюджеты всех уровней, роялти, налог на прибыль), пропорции раздела прибыльной продукции, ограничение компенсационной (затратной) продукции и возмещаемых видов затрат, размеры и порядок возмещения прошлых затрат Государства, а также зависимость этих платежей от текущих экономических показателей реализации проекта [20].

Устанавливаемый в СРП экономический механизм раздела продукции должен предусматривать элемент защиты Государства от присвоения Инвестором части рентного дохода, превышающего его нормальное вознаграждение с учетом риска (повышение цен на углеводородное сырье, обнаружение запасов, значительно превышающих их оценки на момент заключения СРП, значительно лучшее качество запасов, значительно меньшие капиталовложения, чем они предусматривались, и т.д.).

При разработке механизма раздела продукции, который обусловливает в проекте соответствующие ему денежные потоки Государства и Инвестора, должны учитываться все нефтегазовые объекты лицензионного участка, освоение и эксплуатация которых предполагается в течение срока действия СРП.

ТЭО СРП должно включать, кроме основного предлагаемого варианта раздела продукции, и другие, часть из которых более предпочтительны, с точки зрения Государства, а часть - с точки зрения Инвестора.


.3 Показатели экономической эффективности проекта


Для оценки эффективности проектов поисков, разведки и разработки (доразработки) месторождений УВ на условиях СРП используются показатели эффективности инвестиционного проекта (ИП):

Øчистый доход (ЧД) и чистый дисконтированный доход (ЧДД);

Øвнутренняя норма доходности (ВНД);

Øсрок окупаемости инвестиций (без дисконтирования денежного потока с дисконтированием);

Øкапитал риски или максимальный финансовый риск;

Øиндексы доходности.

В ТЭО СРП определяется коммерческая эффективность проекта, в которой учитываются финансовые последствия его осуществления для участника (Инвестора), реализующего ИП, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами.

В ТЭО СРП включаются расчеты эффективности проекта в целом (в условиях безналоговой среды) и коммерческой эффективности:

·с учетом действующей налоговой системы и возможными налоговыми льготами (для решения вопроса о включении нефтегазового объекта в Перечень участков недр, право пользования которыми может быть предусмотрено на условиях раздела продукции);

·с учетом предлагаемого механизма раздела продукции.

В ТЭО СРП определяется эффективность проекта для Государства (бюджетная эффективность), а также приводятся социально - экономические последствия реализации проекта.

Основой для определения всех показателей эффективности ИП является прогнозируемый денежный поток, непосредственно связанный с его реализацией. Денежный поток - это зависимость от времени денежных поступлений и затрат. Он представляет собой последовательность годовых (квартальных) значений разности между притоками и оттоками денежных средств за расчетный период. В своей начальной части денежный поток, связанный с ИП, всегда имеет отрицательные годовые (квартальные) значения.

При составлении ТЭО СРП в денежный поток включаются притоки и оттоки денежных средств, связанные с инвестиционной и операционной деятельностью.

Показатели эффективности ИП (с учетом дисконтирования) рассчитываются на основании дисконтированного денежного потока. Дисконтирование осуществляется путем умножения каждого значения денежного потока, соответствующего году t, на коэффициент дисконтирования (at), рассчитываемый по формуле:


,


где: Eн - норма дисконта.

Дисконтирование применяется к денежным потокам, выраженным в постоянных (т.е. существующих на момент составления ТЭО) или дефлированных (но не в прогнозных) ценах.

Основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности ИП, является норма дисконта (Eн). Она выражается в долях единицы. При оценке коммерческой эффективности она отражает альтернативную, не связанную с данным ИП, эффективность использования капитала (т.е. минимально приемлемую для Инвестора). Дополнительно могут использоваться и те нормы дисконта, которые по мнению авторов ТЭО оказываются обоснованными. Экономические показатели ИП и ТЭО СРП должны быть рассчитаны с нормой дисконта 0,10 и 0,15.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД, NetPresentValue, NPV) определяется как алгебраическая сумма годовых дисконтированных значений денежного потока. Он характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта с учетом их неравноценности из-за разновременности. Для признания ИП эффективным, с точки зрения Инвестора, необходимо, чтобы ЧДД был положительным. Он имеет положительные значения при внутренней норме доходности проекта, превышающей норму дисконта.

Основным критерием выбора наиболее эффективного технологического варианта реализации проекта на условиях СРП является максимум ЧДД, получаемого в безналоговой среде или до раздела продукции.

Внутренняя норма доходности (ВНД, Внутренняя норма рентабельности, InternalRateofReturn, IRR) называется такое значение (переменное) нормы дисконта, при котором алгебраическая сумма годовых значений денежного потока оказывается равной нулю. При оценке эффективности ИП внутренняя норма доходности отражает годовой процент на вкладываемый капитал, который может получить Инвестор. Разность между ВНД и нормой дисконта характеризует степень устойчивости ИП.

ВНД соответствует значению максимально допустимой годовой процентной ставки кредита для полного финансирования ИП, при которой прибыль компании - оператора равна нулю. Поэтому величина ВНД информирует о возможностях использования кредитных (заемных) средств для реализации проекта.

Срок окупаемости инвестиций соответствует периоду, по истечении которого накопленный чистый доход (дисконтированный или недисконтированный) становится неотрицательным. Он характеризует риск, связанный с длительностью возврата вложенного капитала.

Сроки окупаемости, рассчитанные без дисконтирования и с дисконтированием денежного потока, отличаются периодом времени, в течение которого Инвестор может получить процент на вложенный капитал, равный выбранной норме дисконта.

Капитал риска или максимальный финансовый риск определяется суммой отрицательных годовых значений денежного потока (дисконтированных и недисконтированных). Он отражает потребность во внешнем финансировании ИП (без учета реинвестиционного процесса). С другой стороны, он характеризует риск Инвестора, выражающийся в размере максимальных финансовых потерь при прекращении осуществления проекта в результате неблагоприятных обстоятельств.

Индексы доходности характеризуют размер дохода (в долях единицы), приходящегося на единицу денежных затрат за срок реализации ИП (без дисконтирования и с дисконтированием):

§индекс доходности затрат (иногда называемый R-фактором) определяется отношением суммы денежных притоков (накопленных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным затратам);

§индекс доходности инвестиций определяется отношением чистого дохода к капитальным вложениям. В ряде случаев индекс доходности оценивается не по общему объему инвестиций, а только по объему начальных инвестиций (сумма отрицательных значений годовых денежных потоков, т.е. капитал риска).

Индексы доходности затрат и инвестиций превышают единицу, если для денежного потока ЧДД положителен. Индексы доходности дисконтированных затрат и инвестиций превышают единицу, если для денежного потока ЧДД положителен.



1.4 Состав затрат на реализацию проекта и нормативная база для их оценки


Капитальные вложения в разработку месторождения определяются в соответствии с "Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96). Они рассчитываются на основе технологических показателей и нормативов удельных капитальных вложений в бурение и по направлениям обустройства месторождения. В расчетах могут использоваться удельные показатели стоимости сооружения нефтепромысловых объектов на единицу мощности.

В случае предполагаемого заключения СРП на ранних стадиях изученности (первая и вторая стадии) для оценки капитальных вложений могут использоваться укрупненные нормативы, устанавливаемые на основании данных по регионам - аналогам (в том числе с использованием корреляционно - регрессионного анализа). При использовании других способов определения капитальных затрат соответствующие подходы должны быть изложены в представляемых материалах [18].

Общие капитальные вложения в разработку месторождения, помимо расходов на разбуривание и обустройство месторождения, могут включать затраты:

·на создание производственной инфраструктуры;

·на строительство объектов внешнего транспорта продукции;

·на строительство межпромысловых коммуникаций;

·на утилизацию попутного газа;

·на выполнение программы реконструкции наземных;

·на выполнение программы геолого-разведочных работ;

·на создание социальной инфраструктуры, необходимой для реализации проекта.

Кроме того, в состав затрат могут быть включены затраты, понесенные Инвестором до начала заключения СРП.

При заключении СРП по лицензионным участкам, объекты которых находятся на первой, второй и третьей стадиях изученности, а геолого-разведочные работы осуществлялись за счет государственных средств, в ТЭО СРП должны быть представлены данные, позволяющие оценить современную стоимость объемов выполненных работ. Она может быть включена (в согласованных Инвестором и Государством размерах) в состав возмещаемых затрат и в установленные периоды осуществления проекта выплачиваться Государству.

Эксплуатационные затраты определяются в соответствии с "Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96). При этом из состава эксплуатационных затрат исключаются амортизационные отчисления, платежи за кредит, а также налоги и другие платежи, за исключением платы за землю и отчислений в социальные фонды.

Эксплуатационные затраты рассчитываются на основе технологических показателей и нормативов затрат (на единицу объема добываемой жидкости, на одну скважину действующего фонда и т.д.). В пояснительной записке должны быть указаны источники используемых нормативов.

При использовании иных способов расчета эксплуатационных затрат должно быть представлено обоснование соответствующих подходов.

Общие эксплуатационные затраты должны включать платежи по страхованию (в том числе по страхованию ответственности по возмещению ущерба в случае аварий, повлекших за собой вредное влияние на окружающую природную среду), арендные платежи, а также другие выплаты, предусматриваемые в СРП.

Капитальные вложения и эксплуатационные затраты рассчитываются без НДС, уплачиваемого подрядным организациям, кроме НДС, включаемого в капитальные затраты на строительно-монтажные работы. При обосновании капитальных вложений и эксплуатационных затрат должны быть приведены данные о фактических затратах на строительство объектов - аналогов (в том числе скважин аналогичной глубины и конструкции) и об эксплуатационных затратах по предприятиям, добывающим УВ в сходных условиях.

В эксплуатационные затраты включаются отчисления в ликвидационный фонд, предназначенный для финансирования работ по ликвидации всех сооружений, установок и иного имущества после завершения эксплуатации месторождения, а также по приведению территории (акватории) лицензионного участка в состояние, определяемое экологическими нормами.

Характеристика предполагаемых экономических условий осуществления проекта должна включать следующие данные:

üиспользуемые цены на нефть и другие виды УВ в пункте раздела продукции (для экономических расчетов в постоянных ценах);

üпрогнозные (текущие) цены на виды УВ, а также на материально - технические и трудовые ресурсы (в случае проведения экономических расчетов в прогнозных (текущих) ценах);

üпредполагаемый темп годовой инфляции валюты, используемой для расчетов в прогнозных ценах;

üдоля произведенной продукции, реализуемой на внутреннем и внешнем рынках;

üставка налога на прибыль;

üставка налога на добавленную стоимость (НДС);

üиспользуемые в расчетах нормы дисконта.



Глава 2. Практическая реализация проектов на условиях СРП


.1 Анализ движения денежных средств по проекту


Экономическая эффективность разработки нефтяного месторождения Узбекистан на условиях СРП производится на основе анализа генерируемого проектом денежного потока, т.е. движения денежных средств за расчетный период.Движение денежных средств по проекту рассчитывается в соответствии с предлагаемым экономическим механизмом раздела продукции или его вариантами с учетом действующих на момент составления ТЭО нормативно - правовых документов, определяющих особенности платежей при выполнении работ по СРП.

Расчеты движения денежных средств выполняются на двадцатилетний период, необходимый для обоснования условий СРП по проекту.

Расчеты осуществляются в долларах США.

Исходные данные для проведения расчетов представлены в таблице 1.


Таблица 1 Технико-экономические условия осуществления проекта

1.Запасы нефти извлекаемые, млн. т.412.Глубина поисково-разведочных скважин, м29503.Количество продуктивных поисково-разведочных скважин, шт224.Исторические затраты, млн. долл.2505.Количество предстоящих к бурению эксплуатационных скважин, шт756.Средняя цена одной проектируемой эксплуатацион. скважины, млн. долл.5,57.Общая потребность в инвестициях, млн. долл.4608.Срок СРП, лет209.Среднесуточный дебит одной скважины:а) первые пять лет55б) 6 - 14 годы115в) 15 - 20 годы6010.Среднегод. продолжительность работы каждой эксплуат. скважины, сутки27511.Цена нефти в пункте раздела продукции:а) внутренний рынок, долл.75б) экспорт, долл.24512.Роялти, %713.НДС, %1914.Налог на прибыль, %9Продолжение таблицы 115.Эксплуатационные затраты, долл. за тонну:а) первые пять лет23б) 6 - 14 годы26в) 15 - 20 годы3116.Доля Инвестора в прибыльной продукции, %2917.Доля нефти в экспортной продукции с 4-го года, %3518.Бонус за подписание СРП, млн. долл.60

Объемы произведенной продукции представляют собой планируемые объемы добычи, которые рассчитываются исходя из среднесуточного дебита одной скважины и количества скважино-дней в году (табл. 2).


Таблица 2 Расчет объемов добычи нефти (по годам)

ГодыКол-во продукт. поиск.-развед. скважин, шт.Вновь введенныхэкспл. скважины, шт.Накопленное число экспл. скважин, шт.Кол-во скв.-дней в годуГодовая добыча нефти, тыс. т1505137576251525687537833184612650696471669189751044521384231001271601397266753068700972667530688009726675306890097266753068100097266753068110097266753068120097266753068130097266753068140097266753068150097266751601160097266751601170097266751601180097266751601190097266751601200097266751601Итого2275046310040675

С учетом реализации видов произведенной продукции на внутреннем и внешнем рынках (как это предусмотрено соответствующими условиями) и цен в пункте раздела продукции рассчитывается ежегодная выручка (табл. 3).


Таблица 3 Расчет выручки от реализации

ГодыГодов.добыча нефти, тыс. тПоставки нефти, тыс. тЦена нефти, долл./тВыручка от реализации, млн. долл.внутрен. рынокэкспортвнутри страны (с НДС)экспортВсего (с НДС)внутри страныэкспорт17676075,00-5,675,670,002378378075,00-28,3628,360,003696696075,00-52,1852,180,004104467836575,00245,00140,3750,8889,495127182644575,00245,00170,8861,94108,95630681994107475,00245,00412,60149,55263,05730681994107475,00245,00412,60149,55263,05830681994107475,00245,00412,60149,55263,05930681994107475,00245,00412,60149,55263,051030681994107475,00245,00412,60149,55263,051130681994107475,00245,00412,60149,55263,051230681994107475,00245,00412,60149,55263,051330681994107475,00245,00412,60149,55263,051430681994107475,00245,00412,60149,55263,05151601104056075,00245,00215,2778,02137,24161601104056075,00245,00215,2778,02137,24171601104056075,00245,00215,2778,02137,24181601104056075,00245,00215,2778,02137,24191601104056075,00245,00215,2778,02137,24201601104056075,00245,00215,2778,02137,24Итого406752684113834 5402,432013,093389,33

Суммарные поставки нефти за расчетный период составляют -40,7млн. т. Поступления от реализации -5402,43 млн. долл.

Общая эффективность проекта (до налогообложения) определяется на основе динамики чистых денежных поступлений (ЧДП), рассчитываемых как выручка от реализации продукции, уменьшенная на величину капитальных и эксплуатационных затрат (табл. 4).


Таблица 4 Оценка эффективности проекта до налогообложения (млн. долл.)

ГодыВыручка от реал-ии (с НДС)Эксплуат. затраты Капитал. затраты ЧДП до уплаты налогов Накопл. ЧДП до уплаты налоговНакопленный ЧДДТекущая внутрен. норма рентаб-ти, %10%15%15,671,7435-31,07-31,07-31,07-31,07-228,368,7085-65,34-96,41-90,47-87,88-352,1816,00100-63,82-160,23-143,21-136,14-4140,3724,009026,36-133,86-123,40-118,81-5170,8829,227566,66-67,20-77,87-80,69-6412,6079,7675257,84190,6482,2247,5125,37412,6079,760332,84523,47270,11191,3942,78412,6079,760332,84856,31440,92316,5150,29412,6079,760332,841189,15596,19425,3154,010412,6079,760332,841521,99737,34519,9456,111412,6079,760332,841854,82865,65602,2157,312412,6079,760332,842187,66982,31673,7458,013412,6095,100317,502505,161083,47733,0858,414412,6095,100317,502822,661175,45784,6858,715215,2749,620165,652988,311219,06808,0858,816215,2749,620165,653153,961258,72828,4458,817215,2749,620165,653319,611294,77846,1558,918215,2749,620165,653485,271327,53861,5458,919215,2749,620165,653650,921357,33874,9258,920215,2749,620165,653816,571384,42886,5758,9Итого5402,431125,864603816,57

Результаты расчета чистого дисконтированного дохода (ЧДД) по проекту позволяют сделать вывод об эффективности реализации проекта, т.к. при обеих нормах дисконта ЧДД положителен: при 10% составляет 1384,42 млн. долл.; при 15% равен 886,57 млн. долл. Стоимость произведенной продукции, реализуемой на внутреннем рынке, определяется как выручка от реализации продукции (в пункте ее раздела) за вычетом НДС. Стоимость произведенной продукции, реализуемой на внешнем рынке, определяется как выручка от ее реализации (в пункте ее раздела) по ценам мирового рынка.


Таблица 5 Движение денежных средств по проекту (млн. долл.)

ГодыВыручка от реал-ии (с НДС) НДС с реализов. продукц. Выручка без НДССтавка роялти, %РоялтиОстаток выручки после внесения роялти15,670,914,7770,334,43228,364,5323,8371,6722,16352,188,3343,8573,0740,784140,378,12132,2479,26122,995170,889,89160,99711,27149,726412,6023,88388,72727,21361,517412,6023,88388,72727,21361,518412,6023,88388,72727,21361,519412,6023,88388,72727,21361,5110412,6023,88388,72727,21361,5111412,6023,88388,72727,21361,5112412,6023,88388,72727,21361,5113412,6023,88388,72727,21361,5114412,6023,88388,72727,21361,5115215,2712,46202,81714,20188,6116215,2712,46202,81714,20188,6117215,2712,46202,81714,20188,6118215,2712,46202,81714,20188,6119215,2712,46202,81714,20188,6120215,2712,46202,81714,20188,61Итого5402,43321,425081,01 355,674725,34

Стоимость произведенной продукции за вычетом роялти распределяется на компенсационную и прибыльную продукцию. Компенсационная продукция является собственностью Инвестора и предназначена для возмещения его затрат на выполнение работ по СРП. Состав возмещаемых и невозмещаемых затрат Инвестору определяется СРП в соответствии с законодательством РУз. Величина компенсационной продукции Инвестора в соответствующем периоде определяется как наименьшее из двух величин: максимально допустимого объема компенсационной продукции и суммы затрат Инвестора, подлежащей возмещению в соответствующем периоде (табл. 6).


Таблица 6 Расчет компенсационной продукции, направленной на возмещение затрат Инвестора и Государства (млн. долл.)

ГодыНевозм. затраты на начало года Годов.затраты, предъявл. к возме-щениюНакопл. затраты, предъявл. к возме-щениюОстаток выручки после внесения роялтиДоля компенс. прод-и Инвес-тору, %Компенс. прод-я Инвес-тораДоля возмещ. гос-ву прод-и, %Возмещ. истор. затраты Гос-ву10,0036,7436,744,43341,51411,82235,2393,70130,4422,16347,54419,093121,39116,00246,4440,783413,874116,724223,53114,00360,44122,993441,824150,425295,72104,22464,66149,723450,914161,396349,03154,76619,42361,5134122,91ост.110,567380,8879,76699,18361,5134122,9100,008337,7379,76778,94361,5134122,9100,009294,5879,76858,70361,5134122,9100,0010251,4279,76938,45361,5134122,9100,0011208,2679,761018,21361,5134122,9100,0012165,1179,761097,97361,5134122,9100,0013121,9595,101193,07361,5134122,9100,001494,1495,101288,16361,5134122,9100,001566,3249,621337,78188,613464,1300,001651,8149,621387,39188,613464,1300,001737,2949,621437,01188,613464,1300,001822,7849,621486,63188,613464,1300,00198,2649,621536,24188,613464,1300,0020- 49,621585,86188,61ост.43,3700,00Итого 1585,86 4725,34 1585,86 250,00


Объем компенсационной продукции определяется умножением стоимости произведенной продукции за вычетом платежей за пользование недрами (роялти) на долю компенсационной продукции, предлагаемую в СРП.

Затраты Инвестора, подлежащие возмещению в соответствующем периоде (году), определяются как сумма возмещаемых затрат, понесенных Инвестором в этом периоде, и накопленных возмещаемых затрат, не возмещенных Инвестору на начало этого периода.

Прибыльная продукция представляет собой стоимость произведенной продукции за вычетом платежей за пользование недрами (роялти), компенсационной продукции Инвестора и возмещаемых исторических затрат Государству.

В соответствии с СРП прибыльная продукция подлежит разделу между Государством и Инвестором (табл. 7).


Таблица 7 Раздел прибыльной продукции между Государством и Инвестором (млн. долл.)

ГодыОстаток выручки после внесения роялтиКомпенсир. Инвестору и возмещ. Гос-ву продукцияПрибыльн. продукцияДоля в прибыльн. продукции, %Прибыльная продукцияГосуд-воИнвесторГосуд-воИнвестор14,433,321,1171290,790,32222,1616,625,5471293,931,61340,7830,5910,2071297,242,964122,9992,2430,75712921,838,925149,72112,2937,43712926,5810,856361,51233,47128,04712990,9137,137361,51122,91238,607129169,4069,198361,51122,91238,607129169,4069,199361,51122,91238,607129169,4069,1910361,51122,91238,607129169,4069,1911361,51122,91238,607129169,4069,1912361,51122,91238,607129169,4069,1913361,51122,91238,607129169,4069,1914361,51122,91238,607129169,4069,1915188,6164,13124,48712988,3836,1016188,6164,13124,48712988,3836,1017188,6164,13124,48712988,3836,1018188,6164,13124,48712988,3836,1019188,6164,13124,48712988,3836,1020188,6143,37145,247129103,1242,12Итого4725,341835,852889,49 2051,53837,95

Доля прибыльной продукции, передаваемая Государству, заменяет взимание налогов, сборов, пошлин, акцизов и других обязательных платежей, предусмотренных действующим законодательством, за исключением налога на прибыль и платежей за право пользования недрами (роялти) и платежей, предусмотренных Законом "О СРП".

В соответствии с Законом РУз"О СРП" налог на прибыль уплачивается Инвестором следующим образом:

§налогооблагаемой базой является прибыльная продукция Инвестора, уменьшенная на сумму его платежей за пользование заемными средствами, его разовых платежей при пользовании недрами, а также на сумму других не возмещаемых ему в соответствии с условиями Соглашения затрат; применяется ставка налога на прибыль, действующая на момент подписания СРП;

§с применением льготпо налогу на прибыль, предусмотренных законодательством РУз;

§налог на прибыль в установленном размере вносится в бюджет субъекта РУз, на территории которого расположен предоставляемый в пользование участок недр, независимо от места регистрации плательщика.

Поступления Инвестору после уплаты налогов образуются уменьшением общих поступлений Инвестору, слагающихся из компенсационной продукции и прибыльной продукции Инвестора, на величину налога на прибыль (табл. 8).


Таблица 8 Поступления Инвестору (млн. долл.)

ГодыПоступления ИнвесторуНалог на прибыльЧистая прибыль инвестора после уплаты налоговПоступления Инвестору после уплаты налоговОбщиеКомпенсац. продукцияПрибыльная продукция11,831,510,320,030,291,8029,147,541,610,141,469,00316,8213,872,960,272,6916,56450,7341,828,920,808,1149,93561,7650,9110,850,989,8860,786160,04122,9137,133,3433,79156,707192,11122,9169,196,2362,97185,888192,11122,9169,196,2362,97185,889192,11122,9169,196,2362,97185,8810192,11122,9169,196,2362,97185,8811192,11122,9169,196,2362,97185,8812192,11122,9169,196,2362,97185,8813192,11122,9169,196,2362,97185,8814192,11122,9169,196,2362,97185,8815100,2364,1336,103,2532,8596,9816100,2364,1336,103,2532,8596,9817100,2364,1336,103,2532,8596,9818100,2364,1336,103,2532,8596,9819100,2364,1336,103,2532,8596,982085,4943,3742,123,7938,3381,70Итого2423,811585,86837,9575,42762,542348,39

Общие поступления Инвестору составят 2348,39 млн. долл., в том числе компенсационной продукции - 1585,86 млн. долл., прибыльной продукции - 837,95 млн. долл.

ЧДП Инвестора представляет собой поступления Инвестору после уплаты налогов, уменьшенные на величину капитальных, эксплуатационных (без амортизации) и других затрат и платежей (табл. 9). На основе динамики чистых денежных поступлений Инвестору рассчитываются показатели эффективности проекта для инвестора.



Таблица 9 Оценка эффективности проекта для Инвестора (млн. долл.)

ГодыПоступл-я Инвестору после уплаты налоговЭксплу-атац. затратыКапи-тальн. затратыЧДПНакопл. ЧДПНакопл. ЧДДТекущ.внутр. норма рентаб-тиИндекс доход-ти10%15%11,801,7435-34,94-34,94-34,94-34,94-0,00229,008,7085-84,70-119,64-111,94-108,59-0,003316,5616,00100-99,45-219,09-194,12-183,79-0,004449,9324,0090-64,07-283,16-242,26-225,91-0,08560,7829,2275-43,44-326,60-271,93-250,75-0,136156,7079,76751,94-324,65-270,72-249,79-0,257185,8879,760106,12-218,53-210,82-203,91-0,418185,8879,760106,12-112,41-156,36-164,02-0,579185,8879,760106,12-6,29-106,85-129,33-0,4%0,7010185,8879,760106,1299,83-61,85-99,165,0%0,8311185,8879,760106,12205,95-20,94-72,938,5%0,9412185,8879,760106,12312,0716,26-50,1211,0%1,0513185,8895,10090,78402,8545,18-33,1512,6%1,1314185,8895,10090,78493,6371,48-18,4013,7%1,201596,9849,62047,36540,9983,95-11,7114,2%1,231696,9849,62047,36588,3695,29-5,8914,6%1,261796,9849,62047,36635,72105,60-0,8314,9%1,291896,9849,62047,36683,09114,973,5815,2%1,321996,9849,62047,36730,45123,497,4015,4%1,342081,7049,62032,08762,54128,739,6615,6%1,36Итого2348,391125,86460762,54

Сумма ЧДП для инвестора за период расчета составит 762,54 млн. долл., ЧДД при норме дисконта 10% равен 128,73 млн. долл., внутренняя норма рентабельности - 15,6 %, индекс доходности - 1,36.

Результаты расчета экономической эффективности проекта показали, что для Инвестора реализация проекта эффективна при норме дисконта, не превышающей значение в 15,6 %; при этом, если за расчетное значение нормы дисконта для проекта принять 10% - степень устойчивости проекта для Инвестора составит 5,6 %.

Срок окупаемости инвестиций, рассчитанный по недисконтированным потокам составляет 10 лет (ЧДП неотрицательный), по дисконтированным потокам равен 12 годам (ЧДД при ставке дисконта 10% неотрицательный). При средних приемлемых значениях срока окупаемости (дисконтированного) в 5÷8 лет, расчетные данные по данному показателю превышают нормативные в полтора раза, что свидетельствует о возможном временном риске возврата вложенного капитала, что особенно важно учитывать в случае, если вложенный Инвестором капитал представляет собой средства, взятые в кредит.

Поступления Государству от реализации проекта включают в себя плату за недра, НДС, прибыльную продукцию Государства, отчисления с ФОТ (подоходный налог), налог на прибыль и другие платежи, предусмотренные СРП (табл. 10).


Таблица 10 Поступления государству (млн. долл.)

ГодыРоялтиНДСПрибыльная продукция государстваНалог на прибыльОтчисления с ФОТ (4% от экспл. затрат)Общие поступления государству10,330,910,790,030,072,1221,674,533,930,140,3510,6233,078,337,240,270,6419,5549,268,1221,830,800,9640,97511,279,8926,580,981,1749,88627,2123,8890,913,343,19148,52727,2123,88169,406,233,19229,91827,2123,88169,406,233,19229,91927,2123,88169,406,233,19229,911027,2123,88169,406,233,19229,911127,2123,88169,406,233,19229,911227,2123,88169,406,233,19229,911327,2123,88169,406,233,80230,521427,2123,88169,406,233,80230,521514,2012,4688,383,251,98120,271614,2012,4688,383,251,98120,271714,2012,4688,383,251,98120,271814,2012,4688,383,251,98120,271914,2012,4688,383,251,98120,272014,2012,46103,123,791,98135,55Итого355,67321,422051,5375,4245,032849,07

Общие поступления Государству по проекту составят 2849,07 млн. долл., в том числе плата за недра 355,67 млн. долл., НДС 321,42 млн. долл., прибыльная продукция Государства 2051,53 млн. долл., налог на прибыль Инвестора 75,42 млн. долл., отчисления с фонда оплаты труда 45,03 млн. долл.

Реализация проекта в рамках Соглашения на условиях, изложенных выше, позволяет привлечь 460 млн. долл. для его осуществления, обеспечив существенные поступления Государству (2849,07 млн. долл., без уплаты Инвестором бонуса за подписание СРП) и приемлемый уровень рентабельности для Инвестора (15,6 %).

По результатам расчетов в таблице 11 приводятся сводные показатели экономической оценки проекта по денежным потокам без учета суммы, уплаченного Инвестором бонуса за подписание.


Таблица 11 Сводные показатели эффективности проекта

ПоказателиЕд. изм.Добыча нефтимлн. т40,7Ввод скважиншт.75Выручкамлн. долл5402,43Капитальные вложениямлн. долл460Эксплуатационные затраты (без налогов и амортизации)млн. долл1125,86в том числе отчисления с ФОТ (4 %)млн. долл45,03Суммарные затратымлн. долл1585,86Чистые дисконтированные поступления по проекту:а) при 10% дисконтамлн. долл1384,42б) при 15% дисконтамлн. долл886,57Текущая внутренняя норма рентабельности проекта%58,9Чистые поступления Инвесторамлн. долл762,54Чистые дисконтированные поступления Инвестору: а) при 10% дисконтамлн. долл128,73б) при 15% дисконтамлн. долл9,66Срок окупаемостигоды10Срок окупаемости (дисконтир. 10%)годы12Внутренняя норма рентабельности%15,6Индекс доходностиед.1,36Поступления Государству (недисконтированные, без бонуса при подписании)млн. долл2849,07Доля Государства в чистых поступлениях по проекту (недисконтированных, без бонуса при подписании)%78,9

Общие поступления Инвестора после налогообложения за вычетом бонуса за подписание СРП (60 млн. долл.) равны 702,54 млн. долл., тогда как общие поступления Государства составят 2909,07 млн. долл. В итоге доля Инвестора составит 19,5 % в чистых денежных поступлениях по проекту (недисконтированных), доля Государства - 80,5 %.


.2 Анализ чувствительности экономических показателей


Оценка экономической эффективности проекта заканчивается анализом чувствительности показателей экономической эффективности к изменению значений различных факторов, принятых при расчетах. Анализ чувствительности является одним из наиболее распространенных методов оценки рисков при реализации нефтегазовых проектов.

При анализе чувствительностиследует рассмотретьследующие факторы:

§цены на УВ на мировом и внутреннем рынках;

§размер капитальных вложений для реализации проекта;

§размер эксплуатационных затрат на добычу УВ.

§размер извлекаемых запасов УВ и начальные дебиты, что находит отражение в изменениях профилей добычи.

Количественно чувствительность оценивается показателем эластичности. Эластичность представляет собой процентное изменение анализируемого показателя при изменении значения фактора на один процент (при неизменности значений всех других факторов). В зависимости от характера влияния фактора на анализируемый показатель значение эластичности может быть как положительным, так и отрицательным. Чем больше значение эластичности анализируемого показателя, тем больше риск, связанный с изменением данного фактора [16].

Для оценки эластичности проводятся расчеты изменения величины анализируемого показателя (в процентах) от отклонений значения фактора (в процентах) в области его возможных изменений. Рекомендуемый шаг изменения значений фактора - 5%. Изменяющиеся значения анализируемых экономических показателей (ЧДД, ВНД, срок окупаемости, индекс доходности и капитал риска) при анализе чувствительности приводится не только в процентном, но и в абсолютном выражении.

Результаты анализа чувствительности экономических показателей представляются в виде таблиц (табл. 12-13) и графиков (рис. 2-3).


Таблица 12 Результаты анализа чувствительности показателя ЧДД (при ставке дисконта 10 %) по проекту

Отклонения фактора от базового уровня, %Чистый дисконтированный доход (млн. долл.) и отклонение ЧДД от базового уровня(%) при изменении значений факторов:Цен на внутр. ивнешн. рынках Размера капитальных вложенийРазмера эксплуатац. затратРазмера извлекаем.запасовВсех факторов- 51275-7,914021,314071,71297-6,31232-11,501384013840138401384013840+ 514947,91366-1,31362-1,714726,31545-11,5

Данные по результатам анализа чувствительности показателя ЧДД при ставке дисконта 10 % показывают, что рассматриваемый экономический показатель наиболее чувствителен к изменению всех факторов, так как в этом случае значение ЧДД изменяется на 12 % и составляет 1232 млн. долл. при снижении значений всех факторов на 5 % и 1545 млн. долл. - при увеличении. Если рассматривать влияние факторов по отдельности, то стоит отметить, что показатель ЧДД наиболее чувствителен к изменению цен на внутреннем и внешнем рынках (отклонение значения от базового 7,9 %), далее по убывающей: к изменению размера извлекаемых запасов (отклонение значения от базового 6,3 %); к изменению размера эксплуатационных затрат (отклонение значения от базового 1,7 %); наименее чувствителен к изменению размера капитальных вложений (отклонение значения от базового 1,3 %).

Аналогичные результаты выявлены при проведении анализа чувствительности показателя ЧДД графическим методом (рис. 2). Более крутые кривые на графике говорят о наличии наибольших проектных рисков при изменении тех факторов, которым соответствуют эти кривые. На рисунке 1 наибольший риск приходится на изменение всех факторов (кривая "Все факторы"), далее по убывающей: на изменение цен на внутреннем и внешнем рынках; на размеры извлекаемых запасов; на размеры эксплуатационных затрат; наименее крутая кривая изменения размера капитальных вложений.


Рисунок 2. Результаты анализа чувствительности показателя ЧДД (при ставке дисконта 10 %) в графическом виде


Анализ чувствительности показателя ЧДД в большей степени характеризует риски, связанные с размерами денежных потоков (количественный аспект), однако структуру этих потоков (качественный аспект) можно охарактеризовать лишь при проведении анализа чувствительности показателя ВНД по проекту (табл. 13 и рис. 3).


Таблица 13 Результаты анализа чувствительности показателя ВНД по проекту

Отклонения фактора от базового уровня, %Внутренняя норма дохода (%)и отклонение ВНД от базового уровня(%) при изменении значений факторов:Цены на внутр. ивнешн. рынках Размера капитальных вложенийРазмера эксплуатац. затратРазмера извлекаем.запасовВсе факторы- 555,65,661,6-4,659,6-1,256,34,456,34,4058,9058,9058,9058,9058,90+ 562,2-5,656,44,658,21,261,5-4,461,5-4,4

Рисунок 3. Результаты анализа чувствительности показателя ВНД в графическом виде


По результатам анализа чувствительности показателя ВНД по проекту, представленным в таблице 13 и рисунке 3 , можно сделать выводы о том, что наиболее рисковыми для проекта являются изменения цен на внутреннем и внешнем рынках (отклонение значения от базового 5,6 %, соответствует наиболее крутая кривая на графике), далее по убывающей: изменения капитальных затрат (отклонение значения от базового 4,6 %, достаточно крутая кривая на графике); изменения всех факторов и размера извлекаемых запасов (отклонение значения от базового 4,4 %, идентичные кривые на графике); наименее рисковыми являются изменения размера эксплуатационных затрат (отклонение значения от базового 1,2 %, наименее крутая кривая на графике).

Расхождения в результатах обоих анализов чувствительности (для ЧДД и ВНД) свидетельствуют о необходимости проведения комплексного анализа чувствительности с рассмотрением всех показателей экономической эффективности проекта и дальнейшим выведением интегрированной системы ранжирования риск-факторов для проекта, например, методом балльной оценки факторов в зависимости от уровня риска (табл. 14).


Таблица 14 Балльная оценка факторов по уровню риска

Название фактораПрисваиваемый балл по анализу чувствительности ЧДД* Присваиваемый балл по анализу чувствительности ВНД*Общий баллСредний балл / место в рейтингеЦены на внутреннем и внешнем рынках2131Размер кап.вложений5274Размер эксплуатацион. затрат4595Размер извлекаем.запасов3363Все факторы1342

*Баллы проставляются в зависимости от занимаемого места рассматриваемого фактора в результате ранжирования факторов по уровню риска. В результате балльной оценки факторов по уровню риска выявлено, что проект наиболее чувствителен к изменению цен на внутреннем и внешнем рынках (1 место в рейтинге); далее к изменению всех факторов (2 место в рейтинге); к изменению размера извлекаемых запасов (3 место в рейтинге); к изменению размера капитальных вложений (4 место в рейтинге) и к изменению размера эксплуатационных затрат (5 место в рейтинге).


2.3 Пути повышения экономической эффективности реализации проекта на условиях СРП


В основе путей повышения экономической эффективности разработки нефтяного месторождения Узбекистан на условиях СРП лежат три ключевых направления, по которым следует вести совершенствование:

vтехнико-технологические показатели;

vэкономические показатели;

vюридический аспект.

К категории технико-технологических показателей проекта, которые следует рассмотреть, относятся следующие факторы:

§среднегодовая продолжительность работы каждой эксплуатационной скважины, сутки;

§среднесуточный дебит одной скважины, тонны.

1.Так, увеличив среднегодовую продолжительность работы каждой эксплуатационной скважины на 2 дня (с 275 до 277 дней) в результате сокращения дней простоев скважины по аварийным причинам или по причине планового капитального ремонта, можно, во-первых, сократить размер остаточных запасов на 91% (с показателя в 325 тыс. т до 29 тыс. т); во-вторых, повысить показатели экономической эффективности проекта:

·ЧДД (при ставке дисконта 10%): с показателя в 1384 млн. долл. до 1397 млн. долл.;

·ВНД: с показателя в 58,9% до 59,3%.

Достигнуть данного уровня показателей поможет интенсификация работ по предупреждению аварийных ситуаций на промысле (ремонтные и исследовательские работы).

2.Увеличением среднесуточного дебита каждой скважины в период наиболее интенсивной добычи (с 6 по 14 годы) на 1 % с показателя в 115 т до 116 т (при допустимом изменении технологического режима работы скважины) можно сократить размер остаточных запасов на 74 % (с показателя в 325 тыс. т до 85 тыс. т), а также повысить показатели экономической эффективности проекта:

·ЧДД (при ставке дисконта 10%): с показателя в 1384 млн. долл. до 1396 млн. долл.;

·ВНД: с показателя в 58,9% до 59,1%.

К категории экономических показателей проекта, которые следует рассмотреть, относятся следующие факторы:

§предельная доля компенсационной продукции;

§доля Инвестора в прибыльной продукции.

Представленные в данной категории факторы нацелены на создание благоприятствующих условий для привлечения инвестиций в нефтегазовую отрасль страны и в первую очередь направлены на увеличение показателей экономической эффективности реализации проекта для Инвестора (с учетом того, что изменения условий соглашения в пользу Инвестора не будут противоречить принципу справедливого раздела рентного дохода).

1.Предельная доля (максимально допустимый объем) компенсационной продукции - это продукция, выручка от продажи которой идет на погашение накопленных к концу рассматриваемого периода затрат, устанавливается в процентах от распределяемого объема УВ. Этот параметр выполняет функцию регулятора скорости возмещения затрат Инвестора и определяет объем прибыльных УВ [13].

В расчете экономической эффективности проекта применяется фиксированное значение доли компенсационной продукции в размере 34 %, т.е. ежегодно в течение 20 лет действия СРП 34 % от остатка выручки после внесения роялти идет на покрытие затрат Инвестора. Предлагается в соответствии с принципом первоочередности возмещения затрат довести рассматриваемый показатель до 70 % (таблица 15). Данная доля компенсационной продукции будет действовать до момента полного возмещения затрат (в 7 году), после чего годовые затраты, предъявляемые к возмещению будут равны размеру компенсационной продукции. Возмещение исторических затрат Государству также производится первоочередным путем в размере оставшихся 30 %, вследствие чего первые 6 лет прибыльная продукция отсутствует.


Таблица 15 Расчет компенсационной продукции, направленной на возмещение затрат Инвестора и Государства (млн. долл.) при увеличении доли компенсации

ГодыГодов.затраты, предъявл. к возме-щениюНакопл. затраты, предъявл. к возме-щениюОстаток выручки после внесения роялтиДоля компенс. прод-и Инвес-тору, %Компенс. прод-я Инвес-тораДоля возмещ. гос-ву прод-и, %Возмещ. истор. затраты Гос-вуПрибыль-наяпродук-ция136,7436,744,43703,1301,330293,70130,4422,167015,51306,6503116,00246,4440,787028,553012,2304114,00360,44122,997086,093036,905104,22464,66149,7270104,813044,9206154,76619,42361,5170253,0630108,450779,76699,18361,51ост.208,02ост.39,35113,97879,76778,94361,51год.затр.79,7600,00281,75979,76858,70361,51год.затр.79,7600,00281,751079,76938,45361,51год.затр.79,7600,00281,751179,761018,21361,51год.затр.79,7600,00281,751279,761097,97361,51год.затр.79,7600,00281,751395,101193,07361,51год.затр.95,1000,00266,411495,101288,16361,51год.затр.95,1000,00266,411549,621337,78188,61год.затр.49,6200,00138,991649,621387,39188,61год.затр.49,6200,00138,991749,621437,01188,61год.затр.49,6200,00138,991849,621486,63188,61год.затр.49,6200,00138,991949,621536,24188,61год.затр.49,6200,00138,992049,621585,86188,61год.затр.49,6200,00138,99Итого1585,86 4725,34 1585,86 250,002889,48

Стоит заметить, что данное структурное изменение денежных потоков не приведет к изменению долей в чистых денежных поступлениях участников соглашения (важно при соблюдении принципа справедливого раздела продукции), а лишь повысит значения показателей экономической эффективности реализации проекта для Инвестора:

·ВНД: с показателя в 15,6 % до 21,8 %;

·индекс доходности: с показателя в 1,36 до 1,56;

·срок окупаемости (при ставке дисконта 10 %): 8 лет (в пределах допустимого уровня).

2.В расчете экономической эффективности проекта применяется фиксированная шкала доли прибыльной продукции Инвестора в размере 29 %, однако в мировой практике зачастую применяется динамическая шкала (таблица 16), увязанная с фактически достигнутым уровнем рентабельности инвестиций (в проекте зачастую применяется показатель ВНД для денежных потоков Инвестора).


Таблица 16 Доля Инвестора в прибыльной продукции в зависимости от показателя ВНД

ВНД для ИнвестораДоля Инвестора в прибыльной продукции0 ? ВНД ? 10 %45 %10 % ? ВНД ? 15 %29 %15 % ? ВНД ? 20 %14 %

Произведем расчет экономической эффективности реализации проекта для Инвестора по представленной примерной динамической шкале расчета доли Инвестора в прибыльной продукции. Результаты расчета выявили увеличение показателей экономической эффективности реализации проекта для Инвестора (при отсутствии изменений в долях чистых денежных поступлений участников соглашения): ЧДД (при ставке дисконта 10 %): с показателя в 128,73 млн. долл. до 176,18 млн. долл.;

·ВНД: с показателя в 15,6 % до 18,5 %;

·индекс доходности: с показателя в 1,36 до 1,49;

·срок окупаемости (при ставке дисконта 10%): 10 лет.


Таблица 17 Оценка эффективности проекта для Инвестора (млн. долл.) при динамической шкале расчета доли Инвестора в прибыльной продукции

ГодыПоступл-я Инвестору после уплаты налоговЭксплу-атац. затратыКапи-тальн. затратыЧДПНакопл. ЧДПНакопл. ЧДДТекущая внутрен. норма рентаб-тиИндекс доход-ти10%15%11,961,7435-34,78-34,78-34,78-34,78-0,0129,808,7085-83,94-118,72-111,05-107,73-0,01318,0416,00100-97,96-216,68-192,00-181,80-0,01454,4124,0090-59,60-276,28-236,78-220,99-0,10566,2329,2275-37,99-314,27-262,72-242,71-0,166175,3479,767520,58-293,68-249,94-232,47-0,317220,6279,760140,86-152,82-170,43-171,58-0,538220,6279,760140,86-11,96-98,14-118,63-0,9%0,739220,6279,760140,86128,90-32,43-72,587,1%0,9110220,6279,760140,86269,7527,31-32,5412,0%1,0811185,8879,760106,12375,8768,22-6,3014,5%1,1912185,8879,760106,12481,99105,4216,5016,3%1,2913153,3195,10058,21540,21123,9627,3817,0%1,3414153,3195,10058,21598,42140,8336,8417,6%1,391579,9949,62030,37628,79148,8341,1317,8%1,411679,9949,62030,37659,17156,1044,8718,0%1,431779,9949,62030,37689,54162,7148,1118,2%1,451879,9949,62030,37719,91168,7150,9318,3%1,471979,9949,62030,37750,28174,1853,3918,4%1,482061,8749,62012,26762,54176,1854,2518,5%1,49Итого2348,451125,86460762,54

Стоит заметить, что срок окупаемости вложенного капитала в среднем при ставке дисконта 10 % не должен превышать 8 лет. Так полученное в результате расчета значение в 10 лет может не удовлетворить требованиям Инвестора. Исходя из чего, следует сделать вывод о том, что оба пути повышения эффективности реализации проекта, представленные в категории экономических показателей, следует применять воедино, так как это может дать намного больший положительный эффект.

Рассматривая юридический аспект в направлении повышения эффективности реализации проекта стоит обратить внимание на проведенный анализ чувствительности экономических показателей. Данный анализ выявил те факторы, к которым наиболее чувствительны основные показатели эффективности проекта: ЧДД и ВНД.

В результате ранжирования риск-факторов был составлен рейтинг (табл. 14). Так первое место в рейтинге занимает фактор - "Цены на внутреннем и внешнем рынках".Избежать рисковых ситуаций в данном случае можно лишь при подписании долгосрочных контрактов с партнерами на поставку углеводородного сырья, особенно для экспортируемой доли произведенной продукции, так как зачастую внешний энергетический рынок привязан к мировым ценам, которые не вызывают доверия с 2008 года в виду волатильности ценового тренда на углеводородное сырье (в частности нефть). Особую актуальность этой теме придал факт нестабильности цен на нефть вследствие панарабских восстаний 2011 года.

Особое внимание следует уделить контролю за выполнением подрядных работ, например, таких как строительство скважин, так как любое отклонение от заложенной сметы, может в значительной степени повлиять на удорожание стоимости сооружаемого объекта. Также стоит установить наиболее приемлемую для отрасли учетную политику как залог грамотного ведения бухгалтерского учета, составления бухгалтерской отчетности, проведения внутреннего и внешнего аудита.



Заключение


Соглашение о разделе продукции представляет собой особый экономический механизм раздела рентного дохода между участниками проекта: Государством и Инвестором. При таком механизме взаимодействия участников соглашения, Государство получает больше возможностей для привлечения прямых иностранных инвестиций в нефтегазовую отрасль страны, а Инвестор получает выгодные условия капитализации вложенных средств [21].

Проведенное исследование позволило сделать следующие выводы:

1.Основная цель всех инвестиционных проектов, реализуемых на условиях Соглашения о разделе продукции, является разведка и промышленная разработка перспективных участков со сложными природно-климатическими условиями, которые требуют привлечения в страну капитала, инновационных технологий и высококвалифицированных кадров;

2.Во многих развивающихся странах и странах с переходной экономикой, обладающих ресурсной базой, такой вид контрактных отношений в нефтегазовом секторе как СРП превалирует над концессиями по причине того, что в случае СРП государство играет активную роль при реализации проекта и может взимать свой доход в товарной форме (в виде нефти);в то время как при концессии государство генерирует свой доход из налоговых поступлений в денежной форме и ведет пассивную роль, довольствуясь лишь фискальными выгодами от реализации проекта;

3.В мировой практике применяются четыре основных модели СРП, которые различаются количеством уровней раздела рентного дохода между участниками соглашения. Наиболее распространенной моделью СРП на территории стран СНГ, в том числе и в Узбекистане, является "российская модель";

4.Документом, на основании которого ведутся переговоры между Государством и Инвестором об условиях раздела продукции, юридически закрепляемых в СРП, являетсяТЭО СРП. Содержание ТЭО, а также степень риска Государства и Инвестора зависят от стадии заключения СРП;

5.Раздел рентного дохода осуществляется в рамках СРП с помощью экономического механизма, фиксируемого в его условиях.Под экономическим механизмом СРП понимается состав и размеры всех возможных видов налогов и платежей Инвестора (арендная плата, различные виды бонусов и отчислений в бюджеты всех уровней, роялти, налог на прибыль), пропорции раздела прибыльной продукции, ограничение компенсационной (затратной) продукции и возмещаемых видов затрат, размеры и порядок возмещения прошлых затрат Государства, а также зависимость этих платежей от текущих экономических показателей;

6.Основой для определения всех показателей эффективности инвестиционного проекта (ЧДД, ВНД, индекс доходности, срок окупаемости и капитал риска) является прогнозируемый денежный поток, непосредственно связанный с его реализацией;

7.Анализируя денежные потоки проекта разработки нефтяного месторождения Узбекистан на условиях СРП, можно сделать вывод о том, что проект является эффективным для участников соглашения. Однако некоторые условия по структуре денежных потоков проекта требуют доработки по причине возможной неприемлемости для Инвестора (срок окупаемости вложенного капитала);

8.В основе путей повышения экономической эффективности разработки нефтяного месторождения Узбекистан на условиях СРП лежат три ключевых аспекта, по которым следует вести совершенствование:

Øтехнико-технологический;

Øэкономический;

Øюридический.



Список использованной литературы


Нормативно-правовые акты (Законы, Указы, Постановления)

1.Закон РУз "Об инвестиционной деятельности" от 24 декабря 1998 года, №719-I.

2.Закон РУз "О недрах" от 13.12.2002 г.

3.Закон РУз "О собственности в Республике Узбекистан" от 31.10.1990 г. № 152-XII.

4.Закон РУз "О соглашениях о разделе продукции" от 7.12.2001 г.

5.Налоговый Кодекс РУз от 1.01.2008г.

6.Положение "О государственном контроле за геологическим изучением, использованием и охраной недр" от 28.07.2011г.

7.Постановление Президента РУз "О дополнительных мерах по стимулированию внедрения инновационных проектов и технологий в производство" от 15 июля 2008 г. № ПП-916.

8.Указ Президента Республики Узбекистан "О дополнительных мерах по углублению процессов приватизации предприятий стратегических отраслей экономики" от 20 июля 2007 г. № УП - 3897.

9.Указ Президента РУз "О мерах по дальнейшему повышению финансовой устойчивости предприятий реального сектора экономики" от 18 ноября 2008 г. № УП - 4053.

Произведения и выступления Президента Республики Узбекистан

10.Каримов И.А. Узбекистан по пути углубления экономических реформ.- Ташкент: Узбекистан, 1995.

11.Каримов И.А. Надежные гарантии нашего государства. - Ташкент: Узбекистан, 1996.

12.Каримов И.А. Либерализация экономики и углубление реформ - наша главная задача - Правда Востока, 2000 г.

Учебники, учебные пособия, монографии

13.Богданчиков С.М., Перчик А.И. Соглашение о разделе продукции. Теория, практика, перспективы. Право. Экономика. - М.: Нефть и газ, 2008.

14.Бухтоярова Т.Я., Нестеров В.А., Дащьян В.И. Роялти: теоретические подходы и опыт практического применения в мировой нефтегазовой промышленности // Экономика и управление нефтегазовой промышленности. - 2006. - № 3 -4. - С. 26 -28.

15.Вахнин И. Планирование структуры договорных связей и формирование условий договора поставки. Хозяйство и право. - 2008. - Прил. № 12. - С. 37-47.

16.Вознесенская Н.К. Соглашения о разделе продукции в сфере нефтедобычи. - М.: Нефтеотдача, 2009.

17.Гаврилина Е.А., Лахно П.Г. Договорные отношения в сфере обращения добытой нефти. Правовые проблемы нефтегазового комплекса: Сб. науч. тр. / Под общ.ред. М.И. Клеандрова, О.И. Клоца. - Тюмень: Вектор Бук, 2011. - Вып. 2.

18.Конопляник А.А. Законы о концессиях и разделе продукции. Энергия. Экономика. Техника. Экология. - 2006. - № 5. - С. 2-8.

19.Конопляник А.А., Селимов М.К. Российская нефтяная промышленность, налоговое законодательство и иностранные инвестиции // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12.

20.Лукьянчиков Н.Н. Экономический механизм управления природными ресурсами // Экономика природопользования. - 2004. - № 2. - С. 18 - 19.

21.Сизоненко А.С. Анализ современного состояния экономики: Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 47 с.


Введение Актуальность темы исследования. За годы Независимости в Республике Узбекистан проделана огромная работа по созданию благоприятного инвестицио

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ