4. Примеры проектов газодобычи

Теперь мы обратимся к более реалистичным примерам того, как с помощью методов МАР достигается выбор между проектами либо различными вариантами технического дизайна одного и того же проекта, причем выбор более обоснованный, чем при применении методики DCF. В качестве примеров выбраны два случая выбора дизайна разработки месторождения газа с запасами в 10 млрд куб.ф. В обоих случаях предполагается, что разработка либо начинается немедленно, либо от неё приходится отказаться навсегда.

Для простоты изложения в качестве единственного источника неопределённости денеж­ных потоков по проекту выбрана цена на газ; считается, что издержки и добыча заданы детерминистски.

Из налогов присутствует только простой налог на прибыль корпораций, причём у ком­пании-разработчика достаточно большая подлежащая налогообложению прибыль из иных источников, чтобы любые убытки по рассматриваемому проекту позволили снизить общую налогооблагаемую базу компании на соответствующую величину. Ставка налога на прибыль равна 40%. Капитальные расходы по проекту амортизируются по методу сокращающегося баланса с 30%-й нормой, причём вычеты начинаются в год осущест­вления инвестиций. Выручка компании облагается 20%-м платежом роялти, который вычитается из налогооблагаемой базы налога на прибыль. Всё это примерно соответствует обычной системе налогообложения проектов добычи углеводородов в канадской провинции Альберта.

4.1. Базовый дизайн разработки месторождения

Каждая из двух рассматриваемых ситуаций касается выбора между базовым дизайном проекта и двумя крайними альтернативами. Базовый дизайн характеризуется следующими параметрами добычи и издержек:

Капитальные вложения в разработку $3100 тыс. (все – в году t = 0)

Срок добычи 10 лет (начиная с года t = 1)

Темп падения добычи 10% в год

Начальный объём добычи 4,2 млн куб.ф/сут.

Эксплуатационные издержки (постоянная часть) $310 тыс./год (в ценах года t = 0)

Эксплуатационные издержки (переменная часть) $0,20 /тыс. куб.ф (в ценах года t = 0).

4.2. Выбор между капитальными и эксплуатационными издержками

Первая ситуация выбора заключается в поиске компромисса между капитальными и эксплуатационными издержками, т. е., говоря проще, между более ранними и более поздними расходами. У недропользователя есть возможность передать на аутсорсинг отдельные элементы проекта, а именно, сбор и переработку газа. Компания, оказывающая подобного рода услуги, обычно самостоятельно возводит соответствующие производ­ственные мощности и эксплуатирует их, обслуживая операторов близлежащих проектов за фиксированный ежегодный тариф плюс плату, пропорциональную объёму прокачен­ного газа, тем самым покрывая свои операционные издержки и начальные вложения капитала. Поскольку сервисные компании обычно высокопроизводительны, они имеют возможность предлагать привлекательные ставки оплаты своих услуг. У них часто есть избыток мощностей для того, чтобы развивать свой бизнес по сбору и переработке углеводородов на данной территории, и делиться частью выигрыша от экономии от масштаба со своими клиентами. Варианты выбора, доступные недропользователю, следующие:

Вариант «низкий уровень капитальных вложений»:

• отдать на аутсорсинг и сбор, и переработку газа.

Вариант «средний уровень капитальных вложений» (базовый):

• отдать на аутсорсинг только переработку газа.

Вариант «высокий уровень капитальных вложений»:

• самостоятельно построить и эксплуатировать все мощности.

Каждая из этих альтернатив обеспечивает один и тот же профиль добычи, но структура капитальных и операционных издержек у них различна (в ценах года t = 0):

Уровень капитальных вложений	Низкий	Средний	Высокий
Капитальные затраты ($ тыс.)	2000	3100	4200
Операционные издержки (постоянная часть, $тыс./год)	400	310	200
Операционные издержки (переменная часть, $/тыс. куб.ф)	0,30	0,20	0,10

Указанные величины операционных издержек включают, где это необходимо, обуслов­ленные сервисным контрактом платежи за услуги, отданные на аутсорсинг.