Научная электронная библиотека

Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания

ОСОБЕННОСТИ РЕАЛЬНОГО ИНВЕСТИРОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ ИНТЕГРАЦИИ КАПИТАЛА: МЕЖДУНАРОДНЫЙ И РОССИЙСКИЙ АСПЕКТЫ

Юдина Е. А., Истомина Ю. В., Пятин А. Н., Юзвович Л. И.,

4.1.2. Оценка эффективности международного инвестиционного проекта в рамках сотрудничества с Республикой Венесуэла

В качестве примера расчета эффективности инвестиционного проекта в данной работе проведена оценка привлекательности для Компании участия в разработке блока Хунин-6 в Республике Венесуэла.

В отношении блока Хунин-6 подписано Соглашение между Российской Федерацией и Боливарианской Республикой Венесуэла о сотрудничестве в области реализации совместных стратегических проектов.

В октябре 2008 года подписан Меморандум о взаимопонимании между ОАО «Газпром», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг», в котором стороны договорились о совместном участии в нефтяных проектах в Венесуэле и других странах Латинской Америки.

Для участия в таких совместных проектах 8 октября 2008 г. Роснефть зарегистрировала ООО «Национальный нефтяной консорциум» (далее ННК). В июне 2009 г. ЛУКОЙЛ и другие участники Меморандума приобрели у Роснефти по 20 % участия в ННК. Был подготовлен полный пакет договорной документации для создания и управления СП между ННК и дочерним предприятием государственной нефтяной компании PDVSA (CVP) на блоке Хунин-6.

ННК и CVP согласовали все условия сотрудничества. Стороны достигли компромисса в отношении порядка разрешения споров; условий, при которых СП могут быть предоставлены налоговые льготы, а также порядка совместного управления СП (принятие решений, распределение должностей; делегирование финансовых полномочий).

Процедура вступления в силу договоренностей была следующая:

– ННК и CVP парафировали весь комплект документов.

– Национальная Ассамблея Венесуэлы утвердила условия сотрудничества путем издания соответствующего постановления.

– Между ННК и CVP подписан Договор о создании и управлении СП. Одновременно между ННК и Министерством народной власти по энергетике и нефти БРВ подписано соглашение о выплате бонуса.

– Издан Декрет Президента БРВ о создании СП.

– Опубликованы Постановления Министерства энергетики и нефти БРВ о прямом выборе партнера и выделении участка.

– ННК и CVP подписали Учредительные документы СП.

– ННК и CVP осуществили необходимые процедуры по регистрации СП в Торговой палате (открытие счета, постановка на налоговый учет и т.д.).

– В течение 10 дней после регистрации СП ННК выплатило Республике бонус.

– Опубликован Декрет Министерства народной власти по энергетике и нефти о наделении СП необходимыми правами.

– СП начало деятельность.

Для анализа правовой базы создания СП и реализации проекта Хунин-6, в том числе анализа юридических рисков и некоторых вопросов налогового законодательства, ННК привлек консультанта по Венесуэльскому законодательству (юридического консультанта).

Действующее налоговое законодательство Венесуэлы предусматривает высокий уровень фискальной нагрузки на предприятия, осуществляющие деятельность в области добычи углеводородов.

Система налогообложения подвержена частым изменениям (существенные изменения внесены в налоговое законодательство в октябре 2007 г., изменена ставка НДС в марте 2009 г.). Соответственно возможны непредсказуемые изменения, которые могут повлиять на эффективность проектов[16].

Роялти, налог на добычу углеводородов, вновь введенные налоги (налог на сверхдоходы нефтяных компаний и альтернативного налога (shadow tax)) привязаны к большому количеству различных параметров, которые трудно прогнозировать.

Снижение налогов или освобождение от уплаты без изменений (дополнений) налогового законодательства может быть предоставлено налогоплательщику только тогда, когда специальным законом, устанавливающим налог, предоставлено право Исполнительной власти принимать решения о снижении (освобождении) налогов в отношении конкретных налогоплательщиков.

По результатам анализа, при расчете налогов в ФЭМ (финансово-экономическая модель) были применены следующие льготы:

● снижение ставки роялти на 10 % (возможность прописана в ст. 44 Закона об углеводородах);

● снижение ставки налога на добычу с на 13,33 % (возможность прописана в ст. 48 Закона об углеводородах);

● освобождение от уплаты теневого налога (возможность прописана в ст. 33 Закона об углеводородах);

● освобождение от уплаты налога на сверхдоходы (возможность прописана в ст. 2 Закона о налоге на сверхдоходы).

Действующая схема налогообложения в БРВ и налоговые льготы приведены в прил. 3.

Для анализа маркетинговых аспектов актива были использованы следующие источники:

● BP Statistical review.

● Данные Platts.

● Данные Argus LatAm.

● Сайт компании PDVSA.

● Министерство энергетики Венесуэлы (Ministerio del Poder Popular para la Energia y Petroleo).

● Презентация Barrett Resources.

Национальный нефтяной консорциум участвует в проекте Хунин-6 в поясе тяжелых нефтей реки Ориноко. В настоящее время ведется разработка многих блоков. Наряду с Венесуэлой разработка ведется компаниями из Аргентины, Уругвая, Бразилии, Чили, Эквадора, Кубы, Италии, Испании, Португалии, Ирана, Индии, Китая, Вьетнама, Малайзии, Белоруссии и России. Российские компании разрабатывают блоки Хунин 3 (Лукойл), Аякучо 2 (ТНК BP), Аякучо 3 (Газпром).

Доля участия в проекте устанавливается в размере 60 % для венесуэльской стороны и 40 % для ННК.

Реализация плана добычи начнется в 2014 году, при этом на первые два года запланирована добыча в среднем 50 тыс. барр/сут, и объем будет постепенно увеличиваться, пока не достигнет установленной цели в 450 тыс. барр/сут к 2018 году, когда апгрейдер будет работать на полную мощность.

По экспертным оценкам было принято вероятное качество синтетической нефти при определенных API и возможность размещения получаемой продукции. Была определена оптимальная плотность в API, т.к. при размещении нефти на европейские рынки необходимо учитывать требования по качеству, выдвигаемые перерабатывающими заводами. При реализации на рынки США необходимо учитывать условия по качеству исходя из производства конечных продуктов[17].

Расчетные тарифы на транспортировку разбавленной нефти с определенной плотностью в API приведены в табл. 17. Расчет сделан авторами по данным WorldScale и Platts.

В настоящее время не представляется возможным сделать прогноз на 2015 г. и далее. Соответственно в таблице приведены наиболее актуальные данные для 2012 г.

Таблица 17

Расчетные тарифы на транспортировку разбавленной нефти

Затраты на транспортировку нефти	Тариф, $/bbl	Текущая ставка, %	Итого, $/bbl
Карибское Побережье – Мексиканский залив (Хьюстон)	1,5	88	1,32
Карибское Побережье – Персидский залив	5,0	70	3,5
Карибское Побережье – Европа (Роттердам)	4,0	91	3,64

Предпочтение в расположении апгрейдера на берегу Карибского моря обусловлено затруднениями вывоза продуктов апгрейдинга серы и кокса из центра страны. В данном регионе нет железнодорожных веток, единственным путем транспортировки серы и кокса является сплав на баржах по реке Ориноко, однако она несколько месяцев в году из-за низкого уровня перестает быть судоходной.

Наиболее удобными рынками сбыта кокса и серы являются страны Латинской Америки из-за их территориальной близости к региону добычи. Наиболее вероятным представляется рынок Бразилии.

В качестве информации о существующих заводских мощностях, способных в дальнейшем принять подобную нефть, были использованы данные компании Wood Mackenzie. Были рассмотрены рынки США, Европы, Латинской Америки, Азии и Африки. Наибольший потенциал представляет собой рынок США, а также страны Европы и Тихоокеанского региона.

В США ежедневно перерабатывается 22,5 млн брл. Наличествует широкая сеть заводов, специализирующихся на переработке тяжелой нефти. Наибольшая плотность расположения заводов – на побережье мексиканского залива (наиболее близкий рынок сбыта для Карибского региона).

По прогнозам МЭА и Агентства Информации министерства энергетики США объемы потребляемой нефти в США остаются крупнейшими в мире и составляют около 25 % от мирового потребления[18]. Спрос на нефть будет прирастать ежегодно на 0,6 %, при этом темпы роста импорта будут вдвое выше, т.к. добыча в стране снижается. К 2035 году доля импорта нефти, потребляемой в США, увеличится с 64 до 75 %.

Расчет цены происходил с использованием котировок на следующие сорта нефти:

● для расчета цены при поставках в Мексиканский залив и Карибский регион: West Texas Sour (WTS); West Texas Intermediate (WTI); Light Louisiana Sweet (LLS); также котировка на мазут (fuel oil) с 3 %-м содержанием серы;

● для расчета цены при поставках в Европу: Dated Brent (BRD); Forties (FRT); мазут с 3,5 %-м содержанием серы;

● для расчета цены при поставках в Арабские страны: Dubai (DUB); Oman (OMA) и мазут с 2 %-м содержанием серы.

Все котировки публикуются в отчете Platts Oilgram Price Report.

Для анализа рынка бассейна Карибского моря могут рассматриваться следующие сорта нефти:

– Колумбийские: Cano Limon, Castilia Blend, Cusiana, Vasconia;

– Венесуэльские: Santa Barbara, Mesa;

– Мексиканские: Maya, Istmus, Olmeca;

Для построения прогноза цен на базисные сорта нефти были приняты следующие сценарные условия на нефть сорта Brent (рис. 20).

Для комплексной оценки экономической эффективности инвестиционного проекта необходимо проанализировать маркетинговые риски:

1. Неопределенность с качеством нефти на выходе с апгрейдера не дает возможности точно рассчитать цены.

2. Завершение строительства апгрейдера планируется к 3-му году после начала добычи. В случае смещения сроков реализация на экспорт становится невозможной.

3. Предложение PDVSA о строительстве апгрейдера на побережье реки Ориноко затрудняет вывоз серы и кокса.

4. Невозможность реализации продукции трейдинговым компаниям.

5. Сложности с получением гарантии по приемке ресурса каким-либо НПЗ – необходимо строительство нефтепровода или реверсной системы трубопровода от порта до месторождения.

6. Строительство необходимой транспортной инфраструктуры. Трубопроводы от месторождения до апгрейдера. От апгрейдера до врезки в магистраль.

7. Нет ясности по качеству нефти, принимаемой в трубу до порта.

8. Непрозрачность системы тарифов на транспортировку нефти по существующим нефтепроводам.

Рис. 20. Прогноз цен на базисные сорта нефти[19]

В рамках оценки параметров разработки проекта, технологической схемы, капитальных и эксплуатационных затрат необходимо отметить следующее. Бизнес-план предусматривает добычу до 450 тыс. барр/сут в течение 25 лет с возможным продлением еще на 15 лет.

Совместное предприятие, созданное PDVSA с Национальным нефтяным консорциумом (ННК), начало свою работу в 2010 году. Поскольку необходимо подготовить наземные технические средства управления и добычи нефти с учетом того, что запуск апгрейдера состоится в первом полугодии 2017 года, предполагается, что первоначальная холодная добыча начнется через 4 года после начала работы совместного предприятия, т.е. в первом полугодии 2014 года.

Все затраты на инвестиции по разведке, разработке и добыче были согласованы для расчета, равно как и процентные отчисления на случай непредвиденных обстоятельств по каждому виду деятельности, расчеты опирались на предыдущий сценарий, исходя из 400 тыс. барр/сут и доведения объема добычи до 450 тыс. барр/сут.

Была оценена сумма инвестиций в разведку, разработку и добычу, а также сумма инвестиций в переработку, транспортировку и реализацию продукции. Итоговая сумма капитальных вложений может составить более $20 млрд.

Также для выполнения расчета экономической эффективности была выполнена оценка величины операционных затрат для достижения установленной полки добычи (в том числе были учтены затраты на разведку, разработку и добычу, а также на переработку, транспортировку и реализацию).

Говоря о расчете инвестиционной эффективности проекта, надо полагать, что в настоящий момент состояние изученности блока Хунин-6 не позволяет получить однозначный результат оценки. Для принятия взвешенного решения об инвестировании в разработку блока необходимо запланировать программу проведения геологоразведочных работ, которая позволит снять существующие технические неопределенности.

В согласованном плане доизучения контрактной территории определена стоимость программы геолого-разведочных работ (доля ЛУКОЙЛа в которых может быть принята пропорционально его участию в ННК).

По оценке начальные геологические запасы на блоке составляют около 50 млрд баррелей. В соответствии с условиями Соглашения СП будет добывать до 450 тыс. барр. в сутки сверхтяжелой нефти. К 2016 г. СП должно построить апгрейдер для улучшения качества нефти. До пуска апгрейдера предусматривается ранняя добыча, нефть будет продаваться PDVSA. С начала работы апгрейдера после смешения и доведения смеси до требуемой плотности нефть будет поставляться на международный рынок.

Лицензионный период по Договору составляет 25 лет с возможностью продления до 40 лет. В случае отсутствия окупаемости инвестиций в определенный срок Министерство энергетики и нефти Венесуэлы предоставит СП налоговые льготы в виде снижения ставки роялти и налога на добычу. Также предусматривается возможность обращения Министерства в компетентные органы Венесуэлы для предоставления других налоговых льгот, которые могут быть необходимыми для того, чтобы проект был экономически эффективным.

Для проведения экономической оценки были рассчитаны несколько вариантов инвестиционных проектов.

1. Вариант 1 – вариант разработки – базовый вариант, согласованный со всеми участниками.

2. Вариант 2 – улучшенный вариант – вариант разработки с учетом изменения темпов ввода скважин.

3. Вариант 3 – вариант с учетом налоговых льгот, т.е. вариант 1 с применением налоговых льгот в соответствии с Соглашением (это снижение ставки роялти и ставки налога на добычу).

4. Вариант 4 – улучшенный вариант (с учетом налоговых льгот), т.е. вариант 2 с применением налоговых льгот.

В табл. 18 представлены основные финансовые показатели инвестиционных проектов.

Таблица 18

Финансовые показатели инвестиционных проектов[20]

Финансовые показатели проекта (доля ЛУКОЙЛ)	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3	Вариант 4
Капитальные затраты за весь период, млн.$	1600	1610	1600	1610
Операционные затраты за весь период, млн.$	1800	1900	1800	1900
Накопленная добыча (доля ЛУКОЙЛ), млн. барр. н/э	300	325	300	325
IRR	11,5	12,0	14,1	14,9
Срок окупаемости	12,3	11,1	10,5	10,1
NPV при 10 %	111	120	250	320
Индекс прибыльности при 10 %	1,07	1,08	1,17	1,2

Необходимо отметить, что возможно дальнейшее улучшение финансово-экономических показателей проекта в случае применения льгот по решению компетентных органов Венесуэлы – освобождения от уплаты теневого налога и снижения или освобождения от уплаты налога на сверхдоходы, получение которых возможно в соответствии с документами о создании СП и законодательством Венесуэлы.

Для определения места и роли инвестиционного проекта Хунин-6 в портфеле Компании был рассмотрен базовый вариант развития проектов ЛУКОЙЛ Оверсиз с учетом наиболее ожидаемого сценария по ценам на УВ (Р50).

Проект оказывает значительное влияние на суммарный профиль добычи Компании с 2016 г., при этом добыча по проекту начинается с 2014 г. Накопленная добыча по проекту Хунин-6 (в доле ЛУКОЙЛ) за контрактный период разработки может составить до 350 млн б.н.э. или до 10 % от объема добычи по текущему портфелю международных проектов Компании.

Максимальный объем CAPEX в пиковый год по проекту Хунин-6 в доле ЛУКОЙЛ так же будет соответствовать до 10 % от суммарных CAPEX по международным проектам Компании в прогнозном году осуществления максимальных капиталовложений. Как и в любом капитальном проекте, основная часть от общего объема САРЕХ по проекту приходится на первые 3–5 лет реализации проекта, т.е. ориентировочно на 2013–2016 гг. Суммарная величина САРЕХ проекта за 2010–2034 гг. может составить свыше $1,6 млрд (рис. 21).

Проект оказывает значительное влияние на суммарный FCF (Free Cash Flow) текущего портфеля активов Компании ЛУКОЙЛ, соответственно уменьшая его в период с 2010–2016 гг, но при этом проект в составе с другими международными проектами Компании увеличивает FCF текущего портфеля международных активов/проектов ЛУКОЙЛа в последующем периоде (в сумме международные проекты Компании увеличивают FCF на 24 % в период до 2021 г., рис. 22).

Матрица «Доходность/дюрация» (рис. 23): проект Хунин-6 не отвечает заданному целевому нормативу по доходности (IRR проекта составляет менее 15 %), но удовлетворяет требованию средневзвешенной стоимости капитала, при этом проект обладает уровнем дюрации 12 лет, что является приемлемым значением.

Необходимо отметить, что бизнес-план совместного предприятия в ряде случаев опирается на технологические решения (технологические риски), проработка которых носит предварительный характер. В частности:

– на сегодняшний день в Боливарианской Республике Венесуэла не существует промышленной реализации тепловых методов разработки;

Рис. 21. Влияние проекта на инвестиции Компании[21]

Рис. 22. Влияние международных проектов на FCF Компании ЛУКОЙЛ[22]

Рис. 23. Доходность/дюрация проекта[23]

– на территории Венесуэлы не был реализован проект апгрейдера, перерабатывающего сверхтяжелую нефть в синтетическую нефть необходимой плотности, соответственно оценка стоимости строительства апгрейдера и величина CAPEX в целом являются так же предварительными.

Влияние данных факторов на проект может иметь как положительное, так и отрицательное значение. Для снижения указанных рисков в проекте разработки предусмотрено выделение первого этапа, направленного на проведение работ по проектированию технологического комплекса проекта «Хунин-6», начиная от концептуальных проработок до детального проектирования всех элементов производственной цепочки.

По итогам работ ожидается оптимизация технологических решений проекта «Хунин-6» и повышение его технологической и экономической эффективности.

Поскольку Хунин-6 является гигантским месторождением с площадью 448 км2 и ресурсами нефти свыше 50 млрд баррелей (~ 8 млрд т), и текущая изученность блока оценивается как низкая, то таким образом необходимо рассматривать геологические риски.

По результатам проведенной комплексной оценки экономической эффективности инвестиционного проекта, можно сделать следующие выводы:

1. Проект Хунин-6 расположен в одном из приоритетных для Компании регионов стратегического развития – Латинская Америка. ЛУКОЙЛ обладает опытом ведения бизнеса в данном регионе.

2. Проект позволяет вести добычу углеводородов с 2014 г., а с 2017 г. обеспечивает существенный прирост добычи к действующему портфелю активов.

3. Проект является нефтяным, что увеличивает долю нефти в добыче Компании.

4. Основными факторами риска являются страновые и проектные риски при среднем уровне интегрального риска.

5. При условии предоставления соответствующих налоговых льгот от венесуэльской стороны проект является достаточно эффективным и удовлетворяет критериям эффективности, характерным для нефтяной отрасли, поэтому его реализация может способствовать достижению стратегических целей Компании.