Теоретические основы реализации проектов на условиях Соглашения о разделе продукции

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

1.1 Сущность 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:

v в 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;

v в 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%).

1.2 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:

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

ь Вторая 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");

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

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

ь Пятая 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:

v плата за пользование недрами (роялти);

v максимально допустимый объем (предельная доля) компенсационной продукции;

v пропорции раздела прибыльной продукции между Государством и Инвестором;

v налог 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.

1.3 Показатели экономической эффективности проекта

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

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

Ш внутренняя норма доходности (ВНД);

Ш срок окупаемости инвестиций (без дисконтирования денежного потока с дисконтированием);

Ш капитал риски или максимальный финансовый риск;

Ш индексы 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:

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

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

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

ь доля произведенной продукции, реализуемой на внутреннем и внешнем рынках;

ь ставка налога на прибыль;

ь ставка налога на добавленную стоимость (НДС);

ь используемые в расчетах нормы дисконта.



Глава 2. Практическая реализация проектов на условиях СРП

2.1 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.	41
2.	Глубина поисково-разведочных скважин, м	2950
3.	Количество продуктивных поисково-разведочных скважин, шт	22
4.	Исторические затраты, млн. долл.	250
5.	Количество предстоящих к бурению эксплуатационных скважин, шт	75
6.	Средняя цена одной проектируемой эксплуатацион. скважины, млн. долл.	5,5
7.	Общая потребность в инвестициях, млн. долл.	460
8.	Срок СРП, лет	20
9.	Среднесуточный дебит одной скважины:
	а) первые пять лет	55
	б) 6 - 14 годы	115
	в) 15 - 20 годы	60
10.	Среднегод. продолжительность работы каждой эксплуат. скважины, сутки	275
11.	Цена нефти в пункте раздела продукции:
	а) внутренний рынок, долл.	75
	б) экспорт, долл.	245
12.	Роялти, %	7
13.	НДС, %	19
14.	Налог на прибыль, %	9
Продолжение таблицы 1
15.	Эксплуатационные затраты, долл. за тонну:
	а) первые пять лет	23
	б) 6 - 14 годы	26
	в) 15 - 20 годы	31
16.	Доля Инвестора в прибыльной продукции, %	29
17.	Доля нефти в экспортной продукции с 4-го года, %	35
18.	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)

Годы	Кол-во продукт. поиск.-развед. скважин, шт.	Вновь введенныхэкспл. скважины, шт.	Накопленное число экспл. скважин, шт.	Кол-во скв.-дней в году	Годовая добыча нефти, тыс. т
1	5	0	5	1375	76
2	5	15	25	6875	378
3	3	18	46	12650	696
4	7	16	69	18975	1044
5	2	13	84	23100	1271
6	0	13	97	26675	3068
7	0	0	97	26675	3068
8	0	0	97	26675	3068
9	0	0	97	26675	3068
10	0	0	97	26675	3068
11	0	0	97	26675	3068
12	0	0	97	26675	3068
13	0	0	97	26675	3068
14	0	0	97	26675	3068
15	0	0	97	26675	1601
16	0	0	97	26675	1601
17	0	0	97	26675	1601
18	0	0	97	26675	1601
19	0	0	97	26675	1601
20	0	0	97	26675	1601
Итого	22	75	0	463100	40675

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

Годы	Годов.добыча нефти, тыс. т	Поставки нефти, тыс. т	Цена нефти, долл./т	Выручка от реализации, млн. долл.
		внутрен. рынок	экспорт	внутри страны (с НДС)	экспорт	Всего (с НДС)	внутри страны	экспорт
1	76	76	0	75,00	-	5,67	5,67	0,00
2	378	378	0	75,00	-	28,36	28,36	0,00
3	696	696	0	75,00	-	52,18	52,18	0,00
4	1044	678	365	75,00	245,00	140,37	50,88	89,49
5	1271	826	445	75,00	245,00	170,88	61,94	108,95
6	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
7	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
8	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
9	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
10	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
11	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
12	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
13	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
14	3068	1994	1074	75,00	245,00	412,60	149,55	263,05
15	1601	1040	560	75,00	245,00	215,27	78,02	137,24
16	1601	1040	560	75,00	245,00	215,27	78,02	137,24
17	1601	1040	560	75,00	245,00	215,27	78,02	137,24
18	1601	1040	560	75,00	245,00	215,27	78,02	137,24
19	1601	1040	560	75,00	245,00	215,27	78,02	137,24
20	1601	1040	560	75,00	245,00	215,27	78,02	137,24
Итого	40675	26841	13834			5402,43	2013,09	3389,33

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.)

Годы	Выручка от реал-ии (с НДС)	Эксплуат. затраты	Капитал. затраты	ЧДП до уплаты налогов	Накопл. ЧДП до уплаты налогов	Накопленный ЧДД	Текущая внутрен. норма рентаб-ти, %
						10%	15%
1	5,67	1,74	35	-31,07	-31,07	-31,07	-31,07	-
2	28,36	8,70	85	-65,34	-96,41	-90,47	-87,88	-
3	52,18	16,00	100	-63,82	-160,23	-143,21	-136,14	-
4	140,37	24,00	90	26,36	-133,86	-123,40	-118,81	-
5	170,88	29,22	75	66,66	-67,20	-77,87	-80,69	-
6	412,60	79,76	75	257,84	190,64	82,22	47,51	25,3
7	412,60	79,76	0	332,84	523,47	270,11	191,39	42,7
8	412,60	79,76	0	332,84	856,31	440,92	316,51	50,2
9	412,60	79,76	0	332,84	1189,15	596,19	425,31	54,0
10	412,60	79,76	0	332,84	1521,99	737,34	519,94	56,1
11	412,60	79,76	0	332,84	1854,82	865,65	602,21	57,3
12	412,60	79,76	0	332,84	2187,66	982,31	673,74	58,0
13	412,60	95,10	0	317,50	2505,16	1083,47	733,08	58,4
14	412,60	95,10	0	317,50	2822,66	1175,45	784,68	58,7
15	215,27	49,62	0	165,65	2988,31	1219,06	808,08	58,8
16	215,27	49,62	0	165,65	3153,96	1258,72	828,44	58,8
17	215,27	49,62	0	165,65	3319,61	1294,77	846,15	58,9
18	215,27	49,62	0	165,65	3485,27	1327,53	861,54	58,9
19	215,27	49,62	0	165,65	3650,92	1357,33	874,92	58,9
20	215,27	49,62	0	165,65	3816,57	1384,42	886,57	58,9
Итого	5402,43	1125,86	460	3816,57

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.)

Годы	Выручка от реал-ии (с НДС)	НДС с реализов. продукц.	Выручка без НДС	Ставка роялти, %	Роялти	Остаток выручки после внесения роялти
1	5,67	0,91	4,77	7	0,33	4,43
2	28,36	4,53	23,83	7	1,67	22,16
3	52,18	8,33	43,85	7	3,07	40,78
4	140,37	8,12	132,24	7	9,26	122,99
5	170,88	9,89	160,99	7	11,27	149,72
6	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
7	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
8	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
9	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
10	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
11	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
12	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
13	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
14	412,60	23,88	388,72	7	27,21	361,51
15	215,27	12,46	202,81	7	14,20	188,61
16	215,27	12,46	202,81	7	14,20	188,61
17	215,27	12,46	202,81	7	14,20	188,61
18	215,27	12,46	202,81	7	14,20	188,61
19	215,27	12,46	202,81	7	14,20	188,61
20	215,27	12,46	202,81	7	14,20	188,61
Итого	5402,43	321,42	5081,01		355,67	4725,34

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.)

Годы	Невозм. затраты на начало года	Годов.затраты, предъявл. к возме-щению	Накопл. затраты, предъявл. к возме-щению	Остаток выручки после внесения роялти	Доля компенс. прод-и Инвес-тору, %	Компенс. прод-я Инвес-тора	Доля возмещ. гос-ву прод-и, %	Возмещ. истор. затраты Гос-ву
1	0,00	36,74	36,74	4,43	34	1,51	41	1,82
2	35,23	93,70	130,44	22,16	34	7,54	41	9,09
3	121,39	116,00	246,44	40,78	34	13,87	41	16,72
4	223,53	114,00	360,44	122,99	34	41,82	41	50,42
5	295,72	104,22	464,66	149,72	34	50,91	41	61,39
6	349,03	154,76	619,42	361,51	34	122,91	ост.	110,56
7	380,88	79,76	699,18	361,51	34	122,91	0	0,00
8	337,73	79,76	778,94	361,51	34	122,91	0	0,00
9	294,58	79,76	858,70	361,51	34	122,91	0	0,00
10	251,42	79,76	938,45	361,51	34	122,91	0	0,00
11	208,26	79,76	1018,21	361,51	34	122,91	0	0,00
12	165,11	79,76	1097,97	361,51	34	122,91	0	0,00
13	121,95	95,10	1193,07	361,51	34	122,91	0	0,00
14	94,14	95,10	1288,16	361,51	34	122,91	0	0,00
15	66,32	49,62	1337,78	188,61	34	64,13	0	0,00
16	51,81	49,62	1387,39	188,61	34	64,13	0	0,00
17	37,29	49,62	1437,01	188,61	34	64,13	0	0,00
18	22,78	49,62	1486,63	188,61	34	64,13	0	0,00
19	8,26	49,62	1536,24	188,61	34	64,13	0	0,00
20	-	49,62	1585,86	188,61	ост.	43,37	0	0,00
Итого		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.)

Годы	Остаток выручки после внесения роялти	Компенсир. Инвестору и возмещ. Гос-ву продукция	Прибыльн. продукция	Доля в прибыльн. продукции, %	Прибыльная продукция
				Госуд-во	Инвестор	Госуд-во	Инвестор
1	4,43	3,32	1,11	71	29	0,79	0,32
2	22,16	16,62	5,54	71	29	3,93	1,61
3	40,78	30,59	10,20	71	29	7,24	2,96
4	122,99	92,24	30,75	71	29	21,83	8,92
5	149,72	112,29	37,43	71	29	26,58	10,85
6	361,51	233,47	128,04	71	29	90,91	37,13
7	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
8	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
9	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
10	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
11	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
12	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
13	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
14	361,51	122,91	238,60	71	29	169,40	69,19
15	188,61	64,13	124,48	71	29	88,38	36,10
16	188,61	64,13	124,48	71	29	88,38	36,10
17	188,61	64,13	124,48	71	29	88,38	36,10
18	188,61	64,13	124,48	71	29	88,38	36,10
19	188,61	64,13	124,48	71	29	88,38	36,10
20	188,61	43,37	145,24	71	29	103,12	42,12
Итого	4725,34	1835,85	2889,49			2051,53	837,95

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.)

Годы	Поступления Инвестору	Налог на прибыль	Чистая прибыль инвестора после уплаты налогов	Поступления Инвестору после уплаты налогов
	Общие	Компенсац. продукция	Прибыльная продукция
1	1,83	1,51	0,32	0,03	0,29	1,80
2	9,14	7,54	1,61	0,14	1,46	9,00
3	16,82	13,87	2,96	0,27	2,69	16,56
4	50,73	41,82	8,92	0,80	8,11	49,93
5	61,76	50,91	10,85	0,98	9,88	60,78
6	160,04	122,91	37,13	3,34	33,79	156,70
7	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
8	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
9	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
10	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
11	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
12	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
13	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
14	192,11	122,91	69,19	6,23	62,97	185,88
15	100,23	64,13	36,10	3,25	32,85	96,98
16	100,23	64,13	36,10	3,25	32,85	96,98
17	100,23	64,13	36,10	3,25	32,85	96,98
18	100,23	64,13	36,10	3,25	32,85	96,98
19	100,23	64,13	36,10	3,25	32,85	96,98
20	85,49	43,37	42,12	3,79	38,33	81,70
Итого	2423,81	1585,86	837,95	75,42	762,54	2348,39

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.)

Годы	Поступл-я Инвестору после уплаты налогов	Эксплу-атац. затраты	Капи-тальн. затраты	ЧДП	Накопл. ЧДП	Накопл. ЧДД	Текущ.внутр. норма рентаб-ти	Индекс доход-ти
						10%	15%
1	1,80	1,74	35	-34,94	-34,94	-34,94	-34,94	-	0,002
2	9,00	8,70	85	-84,70	-119,64	-111,94	-108,59	-	0,003
3	16,56	16,00	100	-99,45	-219,09	-194,12	-183,79	-	0,004
4	49,93	24,00	90	-64,07	-283,16	-242,26	-225,91	-	0,08
5	60,78	29,22	75	-43,44	-326,60	-271,93	-250,75	-	0,13
6	156,70	79,76	75	1,94	-324,65	-270,72	-249,79	-	0,25
7	185,88	79,76	0	106,12	-218,53	-210,82	-203,91	-	0,41
8	185,88	79,76	0	106,12	-112,41	-156,36	-164,02	-	0,57
9	185,88	79,76	0	106,12	-6,29	-106,85	-129,33	-0,4%	0,70
10	185,88	79,76	0	106,12	99,83	-61,85	-99,16	5,0%	0,83
11	185,88	79,76	0	106,12	205,95	-20,94	-72,93	8,5%	0,94
12	185,88	79,76	0	106,12	312,07	16,26	-50,12	11,0%	1,05
13	185,88	95,10	0	90,78	402,85	45,18	-33,15	12,6%	1,13
14	185,88	95,10	0	90,78	493,63	71,48	-18,40	13,7%	1,20
15	96,98	49,62	0	47,36	540,99	83,95	-11,71	14,2%	1,23
16	96,98	49,62	0	47,36	588,36	95,29	-5,89	14,6%	1,26
17	96,98	49,62	0	47,36	635,72	105,60	-0,83	14,9%	1,29
18	96,98	49,62	0	47,36	683,09	114,97	3,58	15,2%	1,32
19	96,98	49,62	0	47,36	730,45	123,49	7,40	15,4%	1,34
20	81,70	49,62	0	32,08	762,54	128,73	9,66	15,6%	1,36
Итого	2348,39	1125,86	460	762,54

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.)

Годы	Роялти	НДС	Прибыльная продукция государства	Налог на прибыль	Отчисления с ФОТ (4% от экспл. затрат)	Общие поступления государству
1	0,33	0,91	0,79	0,03	0,07	2,12
2	1,67	4,53	3,93	0,14	0,35	10,62
3	3,07	8,33	7,24	0,27	0,64	19,55
4	9,26	8,12	21,83	0,80	0,96	40,97
5	11,27	9,89	26,58	0,98	1,17	49,88
6	27,21	23,88	90,91	3,34	3,19	148,52
7	27,21	23,88	169,40	6,23	3,19	229,91
8	27,21	23,88	169,40	6,23	3,19	229,91
9	27,21	23,88	169,40	6,23	3,19	229,91
10	27,21	23,88	169,40	6,23	3,19	229,91
11	27,21	23,88	169,40	6,23	3,19	229,91
12	27,21	23,88	169,40	6,23	3,19	229,91
13	27,21	23,88	169,40	6,23	3,80	230,52
14	27,21	23,88	169,40	6,23	3,80	230,52
15	14,20	12,46	88,38	3,25	1,98	120,27
16	14,20	12,46	88,38	3,25	1,98	120,27
17	14,20	12,46	88,38	3,25	1,98	120,27
18	14,20	12,46	88,38	3,25	1,98	120,27
19	14,20	12,46	88,38	3,25	1,98	120,27
20	14,20	12,46	103,12	3,79	1,98	135,55
Итого	355,67	321,42	2051,53	75,42	45,03	2849,07

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

Показатели	Ед. изм.
Добыча нефти	млн. т	40,7
Ввод скважин	шт.	75
Выручка	млн. долл	5402,43
Капитальные вложения	млн. долл	460
Эксплуатационные затраты (без налогов и амортизации)	млн. долл	1125,86
в том числе отчисления с ФОТ (4 %)	млн. долл	45,03
Суммарные затраты	млн. долл	1585,86
Чистые дисконтированные поступления по проекту:
а) при 10% дисконта	млн. долл	1384,42
б) при 15% дисконта	млн. долл	886,57
Текущая внутренняя норма рентабельности проекта	%	58,9
Чистые поступления Инвестора	млн. долл	762,54
Чистые дисконтированные поступления Инвестору:
а) при 10% дисконта	млн. долл	128,73
б) при 15% дисконта	млн. долл	9,66
Срок окупаемости	годы	10
Срок окупаемости (дисконтир. 10%)	годы	12
Внутренняя норма рентабельности	%	15,6
Индекс доходности	ед.	1,36
Поступления Государству (недисконтированные, без бонуса при подписании)	млн. долл	2849,07
Доля 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 %.

2.2 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 вложений	Размера эксплуатац. затрат	Размера извлекаем.запасов	Всех факторов
- 5	1275	-7,9	1402	1,3	1407	1,7	1297	-6,3	1232	-11,5
0	1384	0	1384	0	1384	0	1384	0	1384	0
+ 5	1494	7,9	1366	-1,3	1362	-1,7	1472	6,3	1545	-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 вложений	Размера эксплуатац. затрат	Размера извлекаем.запасов	Все факторы
- 5	55,6	5,6	61,6	-4,6	59,6	-1,2	56,3	4,4	56,3	4,4
0	58,9	0	58,9	0	58,9	0	58,9	0	58,9	0
+ 5	62,2	-5,6	56,4	4,6	58,2	1,2	61,5	-4,4	61,5	-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).