Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Приложение 5
Методические рекомендации по оценке рисков в проектах разработки месторождений УВ на условиях СРП
1. Общие положения
1.1. Риск в общем случае определяется как опасность, возможность убытка или ущерба. Под риском понимаются возможные потери части ресурсов, недополучение доходов или появление дополнительных расходов по сравнению с вариантом, предусмотренным проектом.
1.2. Рисками, общими для инвестиционных проектов, реализуемых в различных отраслях экономики, являются следующие:
- политический;
- социальный;
- экономический, включающий производственный, финансовый (кредитный), рыночный, инвестиционный и др.;
- экологический;
- юридический.
1.3. Нефтегазодобывающая промышленность отличается большой зависимостью показателей и критериев оценки эффективности проектных решений от природных условий, от уровня использования разведанных и извлекаемых ресурсов углеводородов, изменчивостью во времени природных факторов, вероятностным характером большинства технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений, особенностями формирования структуры капиталовложений, большой продолжительностью реализации проектов, их высокой капиталоемкостью, достаточно продолжительным сроком возмещения начального капитала и т.д.
1.4. Эти и другие особенности отрасли формируют систему рисков, присущих только данному производству, включая поиски, разведку, разработку и добычу нефти и газа. К основным из них относятся:
на стадии поисков:
- риск неоткрытия месторождения;
- риск открытия нерентабельного месторождения;
на стадии разведки:
- риск отклонения от оптимальной стратегии разведки;
на стадии разработки:
- риск потерь, вызываемых неточным определением объема геологических запасов и коэффициента нефтеизвлечения;
- риск строительства и ввода в эксплуатацию объектов (скважин) с низкими качественными характеристиками;
- риск, вызываемый изменениями условий рынка сбыта нефти и нефтяного газа;
- риск возникновений форс-мажорных ситуаций.
1.5. По стадии проявления риск делится на предоперационный и операционный; по причинам возникновения - на функциональный, денежный, информационный, риск ликвидности и т.д.; по последствиям проявления - риск прекращения деятельности, вариационный риск и т.д.
1.6. Основными причинами рисков, возникающих при реализации нефтегазовых проектов, являются:
- распределение отдачи от проекта во времени;
- разброс значений каждой переменной (капитальных вложений, валового дохода, эксплуатационных затрат и т.д.), влияющей на величину критериев эффективности;
- значительные расходы, связанные со сбором дополнительной информации, уменьшающей неопределенность относительно возможных исходов реализации проекта.
1.7. Все участники проекта (Государство, Инвестор, кредитные учреждения и другие организации) заинтересованы в снижении вероятности принятия малоэффективного проекта с высокой степенью риска, для чего им необходимо учитывать все возможные последствия реализации проекта в быстро меняющейся рыночной среде. Назначение анализа риска заключается в том, чтобы дать потенциальным партнерам (в первую очередь Государству и Инвестору) необходимую информацию для принятия решений о целесообразности участия в проекте и предусмотреть меры по снижению возможных финансовых потерь.
1.8. Большинство нефтегазовых проектов характеризуется повышенной степенью риска. С целью ее уменьшения на прединвестиционной стадии можно предусматривать такие способы как распределение риска между участниками проекта, диверсификацию деятельности предприятия, страхование риска, приобретение дополнительной информации, создание резерва на покрытие непредвиденных расходов и др.
1.9. Количественный анализ проектных рисков может производиться с использованием различных методов: метода аналогий (при оценке риска часто повторяющихся проектов), метода экспертных оценок, статистического метода (построение кривой риска), группы аналитических методов (вычисление и анализ критериев эффективности; построение диаграммы чувствительности и определение точки безубыточности; использование аппарата математической статистики; построение сценариев развития проекта; применение метода (Монте-Карло и т.д.).
2. Оценка рисков в проектах разработки, использующих механизм СПР
2.1. Риск, возникающий при реализации проектов разработки новых месторождений или доразработки старых, несут как минимум два участника - недровладелец (Государство) и недропользователь (Инвестор). Следует отметить, что при проектировании процесса доразработки объекта вероятность возникновения рисковых ситуаций как привило ниже, чем при проектировании разработки новых, в особенности слабоизученных объектов. Это вызвано наличием на момент начала проектирования значительно большего объема необходимой исходной информации, отличающейся более высокой надежностью и достоверностью.
2.2. Недропользователь (Инвестор) имеет в своем распоряжении для оценки рисков весь арсенал перечисленных выше средств, приемов и методов, которые рекомендуются использовать комплексно с тем, чтобы рассмотреть возможные проектные риски с различных точек зрения.
2.3. Общим видом риска, который принимает на себя как недропользователь, так и недровладелец является риск, связанный с неточным определением объема геологических запасов, коэффициента нефтеизвлечения и, следовательно, объема извлекаемых запасов и динамики добычи нефти по годам расчетного периода. В случае уменьшения добычи товарной нефти общая масса поступлений (при принятой шкале раздела продукции) как Инвестору, так и Государству будет ниже, чем это было предусмотрено в проекте.
2.4. В том случае, если накопленная добыча (извлекаемая часть запасов) будет превышать принятую в проекте, то при утвержденной шкале раздела прибыльной продукции Государство может понести потери, вызванные тем обстоятельством, что проект был ориентирован на худшие условия реализации, чем это может оказаться в действительности.
2.5. Поскольку риск можно трактовать как "сожаление" между тем, что желательно получить и, что будет получено реально, следует построить как минимум (в дополнение к имеющемуся) еще два сценария развития проекта.
Первый сценарий носит умеренно пессимистический характер и ориентирует участников проекта на худшие условия его реализации.
Второй сценарий является оптимистическим и отражает благоприятные условия реализации проекта.
При построении сценариев должны использоваться те же методы проектирования технологических и экономических параметров, используемых для расчета критериев эффективности (ЧДД, ВНД, ИД и др.), что и для базового (реалистического) сценария. Это требование является необходимым условием для обеспечения сопоставимости получаемых результатов.
2.6. Пессимистический и оптимистический сценарии развития проекта строятся следующим образом:
а) на основе анализа информации, имеющейся на момент составления проекта разработки на условиях СРП, определяются минимально и максимально допустимые значения параметров, необходимых для подсчета запасов объемным методом (площади нефтегазоносности, эффективной нефтенасыщенной толщины и т.д.);
б) разрабатываются две модели объекта и определяются минимально и максимально возможный объем геологических запасов ("состояние природы");
в) моделируется процесс разработки объекта по годам расчетного периода: размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади, их ввод в эксплуатацию, объем добычи жидкости, нефти, нефтяного газа, закачки воды и т.д.;
г) нормативы капитальных вложений в строительство скважин и объектов промыслового обустройства месторождений увеличиваются (пессимистический сценарий) или уменьшаются (оптимистический сценарий) на реальную приемлемую величину; на основании скорректированных нормативов и технологических показателей по годам расчетного периода определяются капитальные вложения;
д) нормативы эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа увеличиваются (пессимистический сценарий) или уменьшаются (оптимистический сценарий) на реальную приемлемую величину; на основании скорректированных нормативов и технологических показателей по годам расчетного периода определяются капитальные вложения;
е) цена 1 т нефти и 1000 м3 нефтяного газа уменьшается (пессимистический сценарий) или увеличиваются (оптимистический сценарий) на реальную приемлемую величину; на основании скорректированных цен и объемов добычи нефти и газа по годам расчетного периода определяется выручка от реализации продукции;
ж) при построении сценариев следует использовать всю имеющуюся информацию геолого-геофизического, технологического, экономического характера по находящимся в эксплуатации месторождениям данного региона, прогнозы цен на оборудование, материалы, энергию, нефть, газ, строительно-монтажные работы и т.д.;
з) полученные сценарные значения выгод и затрат используются для определения чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности и других критериев оценки проекта в целом; если при построении сценариев возникает необходимость использования многовариантного технологического проектирования, то выбор наилучшего пессимистического или оптимистического варианта осуществляется аналогично выбору наилучшего реального варианта;
и) после построения сценариев развития проекта в целом строятся пессимистический и оптимистический сценарии для Инвестора и Государства, определяются ЧДД, ВНД и значения других критериев;
к) при реализации пессимистического сценария риск (Prn) с точки зрения Государства будет заключаться в недополучении платы за пользование недрами (дельта Пн), налога на прибыль (дельта Нп) и прибыльной продукции или дохода (дельта Пп) при принятой шкале раздела продукции:
P = П + Н + П или
rn н п п
P = Д - Д ,
rn гр гп
где Д , Д - дисконтированный доход Государства при реализации
гр гп
реалистического и пессимистического сценариев;
л) при реализации оптимистического сценария риск Государства (Pго) будет проявляться в том, что ВНД Инвестора станет значительно превышать его ВНД при реалистическом варианте, а принятая динамическая шкала раздела прибыльной продукции это факт не учитывает. Государство в этом случае будет нести значительные потери (упускать выгоду). Поэтому сравнение рисков Государства и Инвестора в процессе переговоров может привести в итоге к пересмотру некоторых условий соглашения о разделе продукции. На рис. П.5.1 представлена схема проведения анализа риска проекта разработки месторождения с использованием механизма СРП.
/----------------------------\
|Анализ геолого-геофизической|
| информации о месторождении |
\----------------------------/
/---------------------------\ /---------------------------\
| Определение минимально | | Определение максимально |
| возможного объема запасов | | возможного объема запасов |
\---------------------------/ \---------------------------/
/---------------------------\ /---------------------------\
| Расчет технологических | | Расчет технологических |
| показателей разработки | | показателей разработки |
\---------------------------/ \---------------------------/
/--------------------------------------\
| Корректировка нормативов капитальных |
| вложений, эксплуатационных затрат, |
| цен на добываемую продукцию |
\--------------------------------------/
/--------------------------------------\
|Построение сценариев развития проекта |
| по годам расчетного периода |
|--------------------------------------|
| пессимистического| оптимистического |
\--------------------------------------/
/--------------------------------------\
|Построение сценариев развития проекта |
| для Инвестора и Государства |
|--------------------------------------|
| пессимистического| оптимистического |
\--------------------------------------/
/---------------------------------\
| Оценка риска при реализации |
\---------------------------------/
/-----------------\ /----------------\
|пессимистического| |оптимистического|
| сценария | | сценария |
\-----------------/ \----------------/
/---------------------------\
| Предложения по изменению |
| условий соглашения |
\---------------------------/
Рис. П.5.1 Схема проведения анализа риска проекта
В этом случае риск Государства (Pго) можно определить как разность между ЧДД Государства, который мог бы быть п
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.