Вариант 4, 14

1. Теоретический вопрос: Тенденции регулирования инвестиционных процессов в экономически развитых стра­нах. Суть и место инвестиционной политики в экономической политике государства. Концептуальные основы ин­вестиционной политики в реализации стратегии инноваци­онного развития предприятий.

2. Тест:

1. Если 100 тыс. долл. инвестируются с прибыльностью 20 % при прогнозируемой инфляции 10 %, то капитал в конце года может увеличиться:

а) до 120 тыс. долл.;

б) до 132 тыс. долл.;

д) до 140 тыс. долл.

2. Выбрать из приведенных две важнейшие формы выхода из проекта:

а) продажа инвестиционного объекта как незавершенного строительства;

б) продажа действующего предприятия;

в) продажа активов проекта частями;

г) отказ от реализации проекта после подготовительного этапа с потерей затрат на проектирование;

д) привлечение к проекту новых партнеров с потерей части прав на проект.

3. Выбрать срок окупаемости шестилетнего проекта, за которым предусмотрен инвестирования в первом году 180 тыс. грн, ежегодный объем реализации продукции - 140 тыс. грн и ежегодные затраты на производство - 80 тыс. грн. (учетную ставку взять на равные 10 %):

а) 3 года;

б) 4 года;

в) 5 лет.

3. Задача: Рич Паттароцци смотрел на спокойные воды Миссисипи и еще дальше - на Мексиканский залив из окна своего офиса в Шелл-центре Нового Орлеана (шт. Луизиана) на закате дня 1 января 1995 г. Как одному из высших руководителей подразделения Deepwater компании Shell Exploration & Production Company, ему предстояло принять важное решение: можно ли рекомендовать, чтобы Shell продолжила работу над проектом Ursa, амбициозным пла­ном разработки глубоководного месторождения нефти, обнаруженного в океане на значительной глубине - 3 950 футов. Эта глубина почти в три раза превышает высоту самых высоких зданий в мире - башен-близнецов в Куала-Лумпур. В течение нескольких месяцев 1994 г. Ричу и членам его группы удалось сделать целый ряд оценок, касающиихся затрат по этому проекту. Были изучены такие принципиальные вопросы, как реализуемость самого проекта, пер­спективы изменения цен на нефть и возможность перерасхода средств сверх сметы. Отчет с рекомендациями по данному проекту нужно было предоставить президенту Shell USA Филлипу Дж. Кэрроллу к важному совещанию по бюджету, намеченному на следующую неделю.

1. Следует ли Shell продолжать работу над проектом Ursa? Выполните NPV-анализ соответствующих проектов. Каков коэффициент рентабельности данного проекта? 2. Важным источником неопределенности для данного проекта являются будущие цены на нефть и газ. Допустим, что цена на эти товары будет снижаться с одной и той же скоростью (в процентном выражении). До какого уровня должны упасть ожидаемые цены, чтобы проект оказался не рентабельным? 3. Еще одним важным источником неопределенности является выбор подходящей ставки дисконтирования. Какого уровня должна достигнуть ставка дисконтирования Shell, чтобы у проекта оказалось нулевое значение NPV? 4. Кое-кто полагает, что планирование долгосрочных инвестиций, как в случае проекта Ursa, следует учитывать "реальные опционы" которые предоставляют дополнительные возможности для увеличения в будущем стоимости компании. Например, в игре Jeapardy (Опасность) можно представить себе ситуацию, когда плата за открытие од­ной двери может может быть оправданна, если это позволяет нам открыть и другие двери. Кажется ли вам, что раз­работка проекта Ursa приводит к появлению такого рода "реальных опционов", которые должны оказывать влияние на процесс планирования долгосрочных инвестиций? Обсудите. Ожидаемый уровень производства 1999: 13 000 баррелей нефти в день 20 миллионов кубических футов природного газа в день, начиная с 1 января Ожидаемые постоянные затраты: 60 млн. долл. в год Ожидаемые переменные затраты: 4 долл. на баррель нефти и 0.20 долл. на тысячу кубических футов газа Ожидаемая стоимость нефти: 18 долл. за баррель Ожидаемая стоимость газа: 1,70 долл. за тысячу кубических футов Число рабочих дней в году: 300 2000 до 2009: 150 000 баррелей нефти в день 400 миллионов кубических футов природного газа в день Ожидаемые постоянные затраты: 80 млн. долл. в год Ожидаемые переменные затраты: 4 долл. на баррель нефти 0,20 долл. на тысячу кубических футов газа Ожидаемая стоимость нефти: 18 долл. за баррель Ожидаемая стоимость газа: 1,70 долл. за тысячу кубических футов Число рабочих дней в году: 360

График затрат и разработки График затрат и разработки проекта Ursa является достаточно амбициозным. Поставлена цель добиться начала до­бычи к августу 1999 г. Затраты по данному проекту включают: С 1991 пo 1992 г.: Успешное прохождение заявки на различные глубоководные блоки в Мексиканском заливе. Затраты: 60 млн. долл. С 1992 пo 1994 г.: Бурильные работы в блоках на Mississippi Canyon в Мексиканском заливе. Затраты: 200 млн. долл.

1996 г.: Покупка полупогружной морской платформы с натяжным вертикальным якорным креплением и компонен­тов плавучего корпуса. Привлечение к участию Beleli Offshorein Taranto, Италия и McDermott International из Аме­лиа, шт. Луизиана . Затраты: 500 млн. долл.

1997 г.: Забивка свай по проекту Ursa с помощью MENCK  Pile Driving System (система для забивания свай). Затраты: 300 млн. долл.

1998 г.: Разработка палубного модуля, монтаж TLP и строительство трубопроводной системы к побережью. Мон­таж проводится компанией Heerema из Лейдена, Нидерланды. Затраты: 700 млн. долл.

1999: Начинается первый год добычи нефти и газа

Дополнительные сведения о компании Shell Shell Oil USA является филиалом Royal Dutch/Shell Group, крупнейшей нефтяной компании в мире. Shell Exploration and Production Company, в свою очередь, является дочерней компанией Shell Oil, занимающейся буре­нием нефтяных скважин и разработкой новых месторождений. Являясь одним из крупнейших розничных торговцев газом в США и располагая примерно 9 300 станциями обслу­живания, Shell Oil добывает и продает на рынке сырую нефть, природный газ и химическую продукцию. Большую часть "домашней" нефти Shell добывает в Калифорнии, Западном Техасе и Мексиканском заливе. Подразделение компании, занимающееся переработкой нефти, производит бензин, авиационное топливо, смазочные материалы и битумы. Подразделение по выпуску химической продукции производит олефины, ароматические вещества, раство­рители и различные полимерные материалы. Для проектов глубоководной добычи нефти, таких как Ursa, Shell Oil использует 12-процентную ставку дисконти­рования. В процессе планирования долгосрочных инвестиций компания не использует информацию о "реальных опционах". Предельная корпоративная ставка налога на прибыль для Shell составляет 39% (для операций, выполняемых в США).

Web-сайты http://www.shell.com http://161.160.99.21/homepg/offshore/deepwtr.html http://www.mcdermott.com/jray/index.html http://www.jraymcdermott.com/menck/ursaproj.html

Внешний континентальный шельф (Outer Continental Shelf - OCS) состоит из подводных участков земли, недр и морского дна, расположенных между прибрежными водами, находящимися под юрисдикцией отдельных штатов, и прибрежными водами, подпадающими под юрисдикцию федеральных властей США. Континентальный шельф представляет собой слегка наклонное морское дно между континентом и глубоководной частью океана. Бурение скважин в глубоководной части внешнего континентального шельфа (OCS) Мексиканского залива за по­следние несколько лет резко активизировалось. Работы по глубоководному бурению в постоянных структурах и так называемых "разведочных" скважинах становятся все более интенсивными. Объемы добычи нефти и газа из этих глубоководных резервуаров также нарастают. Глубоководное бурение - "новый рубеж," который завоевывает для себя Америка.

Типы классификации глубоководных скважин зависят от конкретного применения. Классификация глубоководных скважин, которой федеральное правительство руководствуется для технологических целей, начинается с 1 312 фу­тов (400 метров), поскольку сложная технология, которая требуется для разведки и разработки подводных место­рождений, начинает применяться именно с таких глубин. Другие глубины, такие как 656 футов (200 метров) и 2 625 футов (800 метров), используются для различных регуляторных целей.

Последние достижения в пространственной (3-D) сейсмической технологии, предыдущие успехи в глубоководном бурении и достигнутые в последнее время показатели добычи нефти и газа из глубоководных скважин побудили нефте- и газодобывающие компании к разведке и разработке месторождений углеворородов на еще большем уда­лении от побережья. Компании, занимающиеся добычей нефти и газа в открытом море, учредили так называемый DeepStar Project, совместный проект, направленный на выявление и разработку экономически эффективных мето­дов добычи углеворородного сырья из глубоководных залежей в Мексиканском заливе. Правительство США тесно сотрудничает с членами DeepStar, поскольку многие рекомендации, касающиеся различных регуляторных измене­ний, исходят от рабочей группы проекта DeepStar. 

Shell Offshore, Inc. является лидером среди компаний, занимающихся добычей нефти и газа в Мексиканском заливе, с момента установки своей платформы под названием "Cognac" на участке глубиной 1 025 футов в 1978 г. Последующие глубоководные проекты Shell превзошли ее начальный рекорд глубоководности, когда в 1994 г. на участке глубиной 2 861 футов была установлена платформа "Auger". В 1996 г. Shell и BP Exploration установили платформу "Mars" на участке глубиной 2 940 футов; а в 1997 г. платформа Shell Offshore "Ram-Powell", почти иден­тичная по своей конструкции "Mars", поставила очередной рекорд глубоководности для постоянных платформ в Мексиканском заливе - 3 214 футов; Mensa ведет добычу нефти на участке глубиной 5 400 футов посредством за­канчивания скважины с подводным устьевым оборудованием. Существуют также планы разработки еще несколь­ких месторождений на глубинах, превышающих 3000 футов. Другими глубоководными проектами, завершение ко­торых ожидается к концу 2000 г., являются "Ursa" (Shell) и "Petronius" (Texaco); начало эксплуатации "King's Peak" (Amoco) на участке глубиной 6 800 футов ожидается в 1999 г. Самая глубокая (на данный момент) скважина в Мек­сиканском заливе, расположенная на участке глубиной 7 620 футов, пробурена в соответствии с проектом "BAHA", совместно реализуемом компаниями Shell, Mobil, Amoco, и Texaco в Alaminos Canyon Block.

Цены на нефть приведены в предидущем варианте. Финансовое положение компании. Shell Oil будет финансировать Ursa из своих денежных резервов, ежегодно приносящих 6-процентную прибыль. Капитальные расходы по данному проекту будут амортизироваться по равномерному методу в течение 10 лет, начиная с 1999 г. Ликвидационная стоимость проекта в 2009 г. должна составить 100 млн. долл. Проект предполагает вложение 40 млн. долл. в оборотный капитал, начиная с 1999 г. Этот оборотный капитал подлежит возмещению. Ursa будет представлять собой полупогружное морское основание (платформу) с натяжным вертикальным якорным креплением (Tension Leg Platform -TLP), которое будет качать нефть из морской скважины в Мексиканском заливе, в районе Mississippi Canyon Block 809, расположенном примерно в 130 милях на юго-восток от Нового Орлеана. Эта платформа представляет собой плавучую конструкцию, удерживаемую на месте вертикальной, предварительно напряженной арматурой, соединенной с морским дном посредством опорных плит, закрепленных на дне с помощью свай. Эта предварительно напряженная арматура позволяет вести добычу нефти в широком диапазоне морских глубин и допускает возможность некоторого перемещения по вертикали. TLP можно использовать на морских глубинах до 6 000 футов. Платформа Ursa могла бы стать крупнейшим сооружением в Мексиканском заливе, причем общая высота этого сооружения от верхней палубы до коронки буровой установки составила бы 485 футов (высота 48-этажного здания), а площадь палубы превысила бы 2,1 акра. Платформа крепилась бы к морскому дну на глубине более 3 800 футов с помощью 16 стальных предварительно напряженных стержней, каждый 32 дюймов в диаметре и общим весом 16 000 тонн. Суммарный вес всей этой конструкции превышал бы 63 300 тонн с общим водоизмещением порядка 97 500 тонн, т.е. больше, чем у авианосца класса "Нимиц". Планы, связанные с проектом Ursa, включали разработку 14 скважин, причем начальная производительность некоторых из них должна была составить 30 000 баррелей нефти в день.

Высокие показатели производительности отдельных скважин позволяют сократить количество скважин, необходимых для успешной разработки месторождения и имеют очень большое значение для контроля затрат, связанных с проектами глубоководного бурения.  Эти высокие показатели производительности могут быть достигнуты частично за счет использования горизонтальных скважин с морского дна и и лифтовых насосно-компрессорных колонн большого диаметра. Сваи, предусмотренные проектом Ursa, должны иметь ширину 8 футов и забиваться в грунт с помощью таких сторонних фирм, как Ray McDermott International. Для забивания всех свай в соответствии с проектом Ursa потребуется выполнить 150 000 ударов. Проектная документация по Ursa была разработана совместными усилиями нескольких компаний, являющихся партнерами по проекту Ursa. Рабочий проект разрабатывается компанией Waldemar Nelson & Co. из Нового Орлеана, W. H. Linder and Associates из Meтайри, шт. Луизиана, и Han-Padron Associates из Хьюстона.