Экономическая аргументация стартового разового платежа за право пользования нефтяными и газовыми месторождениями на тендерах (аукционах) в РФ

Далее для каждого сценарного варианта рассчитывается поверхностное обустройство. На этом этапе могут выявляться дополнительные неопределённости (например, альтернативные направления или способы транспортировки продукции), в результате существующие расчётные варианты могут разделяться на подварианты. Наконец, на этапе экономической оценки могут рассматриваться сценарии, различающиеся динамикой цен на нефть, с учётом или без учёта возможных изменений в законодательстве и т. д. В работах некоторых авторов преимущество дискретизации сформулировано следующим образом: «В этом случае экономическая оценка базируется на дискретных сценариях разработки, которые могут быть физически описаны и представлены на карте, а не на туманном и сложном для восприятия математическом ожидании, вычисленном в результате чисто стохастической оценки». Итак, применение моделирования МК чаще всего ограничивается первым этапом — оценкой ресурсов, а неопределённости последующих этапов, начиная с дебитов скважин, моделируются с помощью дискретного дерева вариантов. В результате получается счётный набор вариантов, количество которых в отдельных случаях может быть значительным, но как правило не превышает десяти. В перспективе постепенное усовершенствование и автоматизация алгоритмов расчёта добычи, поверхностного устройства и экономики (не за счёт снижения их детальности, что имеет место в уже существующих методиках экспресс-оценки) сделает расчёт сценарных вариантов менее трудоёмким, что позволит увеличить их количество. Однако и в этом случае предложенная методика соотнесения выборочных значений запасов/ресурсов с конкретными значениями других параметров останется востребованной.

Введение

подхода к повышению эффективности методики к установлению разового стартового платежа и его обоснование.

Изначально теория финансовых опционов использовалась в области операций с ценными бумагами, основным прикладным результатом которой стала модель Блэка-Шоулса для определения справедливой цены опциона. Позднее эта теория (а вместе с ней и основной результат) сталанаходить применение в бизнесе, поскольку выяснилось, что многие процессы в реальной экономике можно представить в виде опционов. Путем расширения основных понятий определяющихфинансовый опционный контракт возникли новые виды опционов, такие как реальный опцион, опцион расширения, опцион отказа. Стоит отметить, что для выбранной тематики понятие об опционе расширения привело к появлению показателя ожидаемой стоимости запасов. Но важно понимать, что премияили стоимость такого типа опционов определяется из элементарных соображений и не имеет ничего общего с моделью ценообразования финансового опционного контракта, а потому ничем неотличается от простой детерминированной модели, в которой все параметры статичны во времени. Поэтому к данному виду опциона следовало бы относиться лишь как к очередному" модномупонятию, а не как к серьезной попытке перенесения наработанной практики из области финансовых активов на реальный сектор экономики.

В настоящей работе предпринимается попытка адекватно интерпретировать параметры опциона в недропользовании и решить задачу определения справедливой цены опциона. Проблемас правильным распределением актива в этом случае также решилась в пользу модели Блэка-Шоулса.Реальный опцион в недропользовании — это лицензионный договор, дающий право купившемуего инвестору на изучение и освоение недр в пределах некоторого участка и согласованного периода времени. Поясним введенное понятие. Государство выставляет на тендер по проведению.

ГРР некоторый участок недр, инвестор выдвигает справедливую, на его взгляд, сумму за правопользования недрами этого участка. Задача определения предельного значения этой суммы в тойили иной степени решается в данной работе. Справедливую цену опциона в недропользованиибудем считать равной сумме, установленной инвестором для участия в тендере. Предположим, что все сложилось для инвестора удачно, т. е. он выиграл тендер. В таком случае новый владелец лицензии на проведение ГРР берет кредит наTлет в банке на суммуX, выражающую собой оцененную инвестором величину затрат на проведение ГРР за весь периодT.

По окончании срока действия купленной у государства лицензии на ГРР инвестор сравнивает величину ожидаемой от добычи и реализации разведанных запасов полезных ископаемыхприбыли сX. Если разница в пользу дохода, то инвестор пролонгирует кредит и берется за эксплуатацию месторождения, в противном случае он уступает месторождение. Таким образом, ужефактически определены основные параметры опциона в недропользовании, т. е. срок истеченияопционаTи цена исполнения. Если быть более точным, срок истечения опциона составляет чащевсего пять лет (T= 5). Цена исполненияXэто затраты, которые инвестор потратит за всеTлет на ГРР участка недр. Для простоты будем полагать, что затраты распределены на всемсроке ГРР равномерно и их размер определим равным дисконтированному потоку одинаковыхплатежей. Осталось условиться о том, что в ситуации с реальным опционом в недропользованиипредставляет собой базовый актив, на который выписывается опцион. Под активомS (t) в момент времениtбудем считать ЧДД, рассчитанный на основании имеющихся на моментtданныхо разведанных запасах.

Поясним подробнее, что понимается под ЧДД в определении актива. Введем следующие обозначения: R — ставка дисконтирования;v (t) — объем разведанных запасов к моменту времениtϵ [0;T]; c (t — рыночная цена сырья в момент времениt;N — срок от начала эксплуатации и до окончания освоения участка недр (часто полагаютN=25 В случае средней величины месторождения нефти или газа, в случае с твердыми полезнымиископаемыми берутNиз диапазона от15до25);di — доля от объема разведанных запасов, которую предполагается добыть вi-й период;zi — эксплуатационные затраты на добычу единицы объема полезных ископаемых вi-й период;ki — капитальные затраты вi-й период;n1; n2 — коэффициенты, учитывающие налоги по годам освоения, причемn1 — совокупностьналогов с выручки, n2 — совокупность налогов с чистого дохода. Понятно, что реальная налоговая модель несколько сложнее, однако для наших целей наданном этапе считаем ее достаточной. Тогда размер активаS (t)определяется по формуле:(3.5)в которойdiv (t)c (t)n1 — соответствует притоку денежных средств вi-й период, аzidiv (t)иkiоттоку денежных средств вi-й период. Искомую величину справедливой цены опциона обозначим черезU. Из формулы (3.5)видно, что значениеS (t)в любой момент времениtзависит от значений объема разведанных к томумоменту запасовv (t)и от цены на сырьеc (t). Следовательно, стоимость опционаUв моментвремениtбудет зависеть от 3 переменных, а именноU=U (S (v;c);t). Значит, для нахождениявеличиныUнеобходимо определить законы измененияv (t)иc (t).

Вначале обсудим вопрос о подходящем законе изменения объема запасов полезных ископаемых, разведанных к определенному моменту времени. Не секрет, что объем разведанных запасовv (t)может сильно уклоняться от той цифры, которая имеется на момент начала ГРР на участке недр. Поэтому резонно предположить, что функция объема может вести себя с течением времени какнекоторая акция, потому что помимо заранее неизвестного в любой момент значения даннойфункции, у акции и объема просматриваются следующие схожие черты в поведении во времени:

у обеих функций имеется тренд, пусть и незначительный, в сторону увеличения их значений;

разброс значений у обеих функций носит&# 171;разумный характер", т. е. вряд ли можно ожидатьрезкий рост или падение стоимости акции или величины объема за короткий отрезок времени. Ввиду приведенных выше обстоятельств можно принять, что разведанные объемы запасовполезных ископаемых изменяются в соответствии с уравнением: dv (t) =μυ (t)dt+συ(t)dWt (3.6)где постоянныеμ; σ >0, аWt;t≥0 (винеровский случайный процесс (то есть непрерывный снезависимыми нормальными приращениями).К вопросу определения закона изменения стоимости сырья стоит подойти с точки дискретности. Как показали недавние события цена нефти не может быть принята фиксированной либопостоянно увеличивающейся. Рассмотрим модель, в которой функция стоимости сырья имеетступенчатый вид, со случайными значениями на каждой ступени. Итак, пусть ε (i; i= 1… N+T — независимые, стандартные нормальные случайные величины. Тогда цена сырьяciвi-й период времени вычисляется по формуле:(3.7)Где c0 — стоимость сырья в начальный момент времени;σ1 — параметр разброса цены на сырье;μ - показатель тренда. При таком способе определения стоимости сырья формула (3.5), выражающая величину актива, перепишется в виде:(3.8)В силу того, что величиныaиbне зависят от параметра времениt, заключаем, что законизменения размера актива аналогичен закону изменения разведанного объема полезных ископаемых. Значит, можно применить формулу Блэка-Шоулса, и получить искомую справедливую цену реального опциона. Формула Блэка-Шоулса дает нам ответ на всем отрезке[0;T], приэтом достаточно знать цену опциона только в начальный момент времени (t= 0), и с учетомсоотношенияS (0) =aυ(0)bполучим:(3.9)Гдеr1 — безрисковая процентная ставка, которую примем постоянной на всем сроке от0доT.

Еезначение положим равным среднему значению между ставкой по валютному депозиту Сбербанкаи доходностью гособлигаций РФ, т. е.r1= 9%.Формула (3.9)дает ответ на вопрос о справедливой цене реального опциона недропользования вначальный момент времени, а вместе с ним и на вопрос о размере стартового платежа за лицензиюна участок недр. Данная модель уже применяется при оценке стоимости участка недр. В качестве предложения по ее усовершенствованию можно предложить введение в данную модель еще одного 3-го фактора неопределенности — управленческого фактора неопределенности. В нефтегазовом комплексе распространено делегирование управленческих решений от собственников наемным менеджерам. В исследовании рассматриваются проектные менеджеры (руководители проектных компаний, директора региональных филиалов и т. п.), в обязанности которых входит реализация ИП: участие в подготовке ТЭО, выбор подрядных организаций, контроль реализации проекта и расходования бюджета. Решения по вводу в хозяйственный оборот низкои среднедебитных месторождений относится к компетенции менеджера, которому в рамках одобренного бюджета необходимо поддерживать операционную эффективность бизнеса (в частности замещение падающей добычи на старых месторождениях за счёт введения новых, освоение бюджетных ресурсов для реализации одобренной стратегии развития и т. д.). Принятие решения по подобным ИП не требует вмешательства совета директоров (с участием независимых представителей) и/или общего собрания акционеров (т.е. собственников).

Методический подход к экономической оценке нефтегазовых ресурсов позволит учесть управленческую неопределенность совместно с геологическими и экономическими факторами в отличии от доминирующей практики оценки, ориентированной на учет традиционных факторов. Актуальность введения данного фактора подтверждается тем, что тяжелые природно-климатические условия, труднодоступность территорий, удаленность операционной деятельности от центров принятия решений (часто принимаются в Москве) повышают управленческую неопределенность при реализации ИП нефтегазовых проектов. Таким образом, за от результата принимаемых управленческих решений напрямую зависит результат инвестиционного проекту в нефтегазовой отрасли. Предлагается при получении экономической оценки анализировать 3 основных фактора неопределенности: геологический (запасы / объем извлекаемых ресурсов), экономический (цена реализации товарной продукции) и управленческий (величина капитальных затрат).Данный фактор будет зависеть от модели управления проектом в нефтегазовой компании. При передаче управленческих решений от собственника к наемному менеджменту, которая приведет к завышению капитальных затрат, будем использовать коэффициент завышения капитальных затрат — 1,05. Соответственно, параметр Kiежегодно будет увеличиваться на 0,05%.Остается провести подробные расчеты согласно полученной формуле. Анализ расчетов размера стартового платежа по базовой методике и по модели опционов в нефтегазовой промышленности.

В качестве примера для расчета рассмотрим модель месторождения нефти с параметрами, близкими к реальному месторождению А: N= 25 — срок эксплуатации месторождения (среднее значение);n1= 0,8; n2= 0,8 — налоговые коэффициенты;

ставка дисконтирования -15%и20%;σ = 0:05 — волатильность объема разведываемых запасов;σ1= 0,1 — коэффициент разброса для рыночной стоимости сырья;σ2 = 1,05 — коэффициент роста капитальных затрат (управленческий фактор неопределенности).X= 300млн дол. — затраты, планируемые на весь период ГРР;объем запасов до начала ГРР на участке недр — 200млн баррелей (примерно 30 млн т);c0= 45дол/баррель — стоимость сырья (в данном случае нефти) в начальный момент времени;di — коэффициент добычи (параметр падения — 1,5; параметр относительной величины ежегодного отбора в период постоянной максимальной добычи — 0,06; срок нарастающей добычи — 5лет; срок постоянной максимальной добычи — 2года);zi — коэффициент эксплуатационных затрат (максимальные эксплуатационные затраты= 5дол/баррель; в период падения добычи эксплуатационные затраты растут);Кi= 120млн дол (i= 0…6) — капитальные затраты;ki= 0млндол (i= 7 +T …N+T).Динамика типовой проектной добычи нефти на месторождении, А представлена на рисунок3.

1.Рисунок 3.1 — Динамика ежегодных объемов добычи нефти по годам разработки месторождения, А (в долях оцененного объема запасов до начала разработки) Перед тем, как завершить расчеты в опционной модели, посмотрим для сравнения, что дасттрадиционный детерминированный статичный метод оценки стартового платежа за право разработки месторождения путем вычисления ЧДД при ставке дисконтирования, равной уровню приемлемой доходности для инвестора. ВНД проекта эксплуатации месторождения с указаннымивыше параметрами составит25:

75%, при условии, что цены на сырье неизменны в течение всегосрока добычи, и определяется из соотношения:(3.10)Таблица 3.1 — Расчет по базовой методике.

Исходные данные.

Значениесрок эксплуатации, лет25n10,8n20,8ставка дисконтирования10,15ставка дисконтирования20,2q — волатильность объема0,05коэффициент разброса0,1затраты, млн. долл300объем запасов200стоимость сырья, млн. долл45коэффициент добычи1,5коэффициентэксплуатации затрат5капитальные затраты120Показатель/Год12 345 678 910 111 212доля от объема запасов0,0150,030,0450,060,060,060,050,0430,0380,0320,0280,0250,020,018доходы, млн. долл108,218,38331,13 446,26451,1 455,76383,76 333,44297,68 253,21223,78 201,78163,1 148,13расходы, млн. долл.

15,0030,0045,0060,0060,0060,0050,0043,0038,0032,0028,0025,0020,0018,00капитальные затраты, млн. долл.

Итого денежный поток, млн. долл.-2 766 159 252 252 252 438 528,6235,6198,4173,6 155 124 111,6коэффициент дисконтирования (15% ставка).

11,151,321,521,752,012,312,663,063,524,054,655,356,15коэффициент дисконтирования (20% ставка).

11,201,441,732,072,492,993,584,305,166,197,438,9210,7015% ставка-2757,39 120,23165,69 144,08125,2982,14 100,2277,0256,4042,9133,3223,1818,1420% ставка-2755,110,42145,83 121,53101,2763,6374,4054,7938,4528,0420,8613,9110,43Продолжение таблицы 3.1Показатель/Год141 516 171 819 202 126 020 608.

Итогодоля от объема запасов0,020,010,010,010,010,010,010,010,010,010,010,010,63доходы, млн. долл124,63 117,43110,0785,4677,6369,6461,4953,1849,1848,7248,2345,904 906,88расходы, млн. долл.

15,0014,0013,0010,009,008,007,006,005,505,405,305,627,20капитальные затраты, млн. долл.

977,04Итого денежный поток, млн. долл.

109,63 103,4397,0775,4668,6361,6454,4947,1843,6843,3242,9340,903 302,64коэффициент дисконтирования (15% ставка).

7,088,149,3610,7612,3814,2316,3718,8221,6424,8928,6332,92 245,71коэффициент дисконтирования (20% ставка).

12,8415,4118,4922,1926,6231,9538,3446,0155,2166,2579,5095,40 567,3815% ставка15,4912,7110,377,015,554,333,332,512,021,741,501,241 100,7720% ставка8,546,715,253,402,581,931,421,030,790,650,540,43 849,79стартовый платеж15% ставкаS (t)859,86 259,8620% ставкаS (t)671,2494,31Таблица 3.2 — Расчет по модели опционов Исходные данные.

Значениесрок эксплуатации, лет25n10,8n20,8ставка дисконтирования10,15ставка дисконтирования20,2q — волатильность объема0,05коэффициент разброса0,1затраты, млн. долл300объем запасов200стоимость сырья, млн. долл45коэффициент добычи1,5коэффициент эксплуатации затрат5капитальные затраты120Показатель/Год1 234 567 891 011 121 408.

Стоимость сырья, млн. долл.

4545,5045,9946,4946,9847,4847,9748,4748,9649,4649,9550,4550,9451,4451,93i00,010,020,030,040,050,060,070,080,090,10,110,120,130,14ξj00,010,020,030,040,050,060,070,080,090,10,110,120,130,14доля от объема запасов0,0150,030,0450,060,060,060,050,0430,0380,0320,030,0250,020,0180,015доходы, млн. долл108 218,38331,13 446,26451,1 455,76383,76 333,44297,68 253,21223,78 201,78163,1 148,13124,63расходы, млн. долл.

153 045 606 060 504 343 045 111 545 856капитальные затраты, млн. долл.

120 126 132,3138,92 145,86153,15 160,81Итого денежный поток, млн. долл.-27,0062,38 153,83247,34 245,15242,61 172,95290,44 259,68221,21 195,78176,78 143,01130,13 109,63доходы, млн. долл1,001,151,321,521,752,012,312,663,063,524,054,655,356,157,0815% ставка1,001,201,441,732,072,492,993,584,305,166,197,438,9210,7012,8420% ставка-27,0054,24 116,32162,63 140,16120,6274,77 109,1984,8962,8848,3938,0026,7321,1515,4915% ставка-27,0051,98 106,83143,14 118,2297,5057,9281,0660,3942,8731,6223,7916,0412,168,5420% ставка-27,0062,38 153,83247,34 245,15242,61 172,95290,44 259,68221,21 195,78176,78 143,01130,13 109,63стартовый платеж15% ставкаS (t)880,62 280,6220% ставкаS (t)679,83 102,91Продолжение таблицы 3.2Показатель/Год1 516 171 819 202 122 350 592.

Итого.

Стоимость сырья, млн. долл.

52,4352,9253,4253,9154,40 554,955,39 555,8956,38 556,8857,38i0,150,160,170,180,190,20,210,220,230,240,25ξj0,150,160,170,180,190,20,210,220,230,240,25доля от объема запасов0,0140,0130,010,0090,0080,0070,0060,550,00540,530,005доходы, млн. долл117,43 110,0785,4677,6369,6461,4953,1849,1848,7248,2345,94 906,88расходы, млн. долл.

14 131 098 765,55,45,35 627,20капитальные затраты, млн. долл.

977,04Итого денежный поток, млн. долл.

103,4397,0775,4668,6361,6454,4947,1843,6843,3242,9340,903 302,64доходы, млн. долл8,149,3610,7612,3814,2316,3718,8221,6424,8928,6332,92 245,7115% ставка15,4118,4922,1926,6231,9538,3446,0155,2166,2579,5095,40 567,3820% ставка12,7110,377,015,554,333,332,512,021,741,501,241 100,7715% ставка6,715,253,402,581,931,421,030,790,650,540,43 849,7920% ставка103,4397,0775,4668,6361,6454,4947,1843,6843,3242,9340,903 302,64По базовой модели получились следующие расчеты:

При15%-м уровне доходности величина стартового платежа составляет259,86млн дол. При20%-м уровне доходности величина стартового платежа составляет94,31млн дол. Этим результатам свойственны многие недостатки детерминированных статических моделей, что очевидным образом сказывается на их объективности. По модели опционов с дополнительным коэффициентом, учитывающем управленческий (величина капитальных затрат) фактор, получились следующие расчеты:

При15%-й ставке дисконтирования размер стартового платежа составит280,62млн дол., при20%-й ставке — 102,91млн дол. Обе величины несколько выше, чем полученопо результатам традиционных расчетов, однако они являются более обоснованными, посколькув значительной мере учитывают неопределенности в исходных данных как по величине запасов, так и по ценам на нефть, так и по капитальным затратам. Таким образом предложенный подход к решению задачи расчета предельно допустимой величиныстартового платежа, которую инвестор готов заплатить для участия в тендере за лицензионныйучасток недр, лишена ключевых недостатков традиционного подхода, состоящего в вычислении ЧДД, а также предложенная опционная модель будет учитывать 3 фактора неопределенности в оценках объемов запасов, ценна сырье и управленческих решений. При этом следует иметь в виду, что аппарат реальных опционов в том виде, как онздесь представлен, довольно схематично учитывает налоговую составляющую процесса добычиполезных ископаемых (в данном случае нефть) и требует некоторой доработки. Тем не менее врезультате метод реальных опционов в недропользовании стоит признать более обоснованным, соответствующим реальности. Стоит также отметить, что рассмотренная методика снимает проблему определения величины тендерной стоимости участка недр в случае с отрицательным ЧДД, рассчитанным при детерминированном подходе, поскольку учет случайного изменения объема разведанных запасов на период ГРР позволяет иметь ненулевую вероятность к концу срока разведкиполучить положительный ЧДД.

Заключение

.

В настоящее время в Российской Федерации, помимо налога на добычу полезных ископаемых, существует система платежей, установленная Законом РФ от 21.

02.1992 № 2395−1 «О недрах». Законом РФ «О недрах» установлена система платежей при пользовании недрами, включающая: разовые платежи за пользование недрами при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии, в том числе разовые платежи, уплачиваемые при изменении границ участков недр, предоставленных в пользование, регулярные платежи за пользование недрами, сбор за участие в конкурсе (аукционе).На данный момент платежи за недропользование являются источником доходов бюджетов федерального и регионального уровней. Одним из основных способов передачи недр в пользование по действующему законодательству являются торги, проходящие в форме аукциона или конкурса. В 2016 году было объявлено 397 аукционов и конкурсов на право пользования недрами, содержащими ресурсы и запасы ТПИ, из которых 258 (65%) признаны состоявшимися; победителям выданы лицензии на право пользования недрами. Кроме того, в 2016 году от недропользователей поступило 1 175 заявок на предоставление права пользования недрами для геологического изучения недр на участки с невысокой степенью геологической изученности (по которым отсутствуют данные о наличии запасов полезных ископаемых и прогнозных ресурсов категорий P1 и P2) — по «заявительному» принципу в соответствии с разделом 6 приказа Минприроды от 15.

03.2005 № 61. Выдано лицензий на 429 участков недр. При всем многообразии ценообразования центральное место занимает научно обоснованная оценка объектов лицензирования в нефтедобыче и ее использование при проведении конкурсов и аукционов, а также при определении стартовой цены. Особенно актуальна задача определения рыночной стоимости участков недр на стадии лицензирования для определения минимального (стартового) размера платежа, с которого начнутся аукционные торги. Долгое время методика расчета разовых платежей отсутствовала, что привело к использованию различных подходов к их исчислению. Из анализа отечественного опыта следует, что использовались три основных методических подхода: экономический, основанный на стоимостной оценке недр; метод поправочных коэффициентов и статистический метод, предусматривающий обращение к усредненным показателям. При участии в аукционе можно выделить следующие подходы к определению размера стартового платежа: 1) законодательный, т. е. согласно ст. 40 закона «О недрах» — минимальные (стартовые) размеры разовых платежей устанавливаются в размере не менее 10% суммы налога на добычу полезных ископаемых в расчете на среднегодовую проектную мощность добывающей организации; 2) доходный подход к оценке минерального имущества основан на принципе ожидания и является наиболее часто применяемым на различных стадиях промышленного освоения; 3) затратный — размер стартового платежа определяется понесенными затратами на геолого-разведочные работы по изучению геологического строения и минерально сырьевого потенциала, на основе которых осуществлена оценка запасов и ресурсов участка недр; 4) сравнительный — прямое сравнение оцениваемого объекта с другими, подобны ми ему объектами; 5) рентный — государство, как собственник недр, имеет право на присвоение ренты, которая реализуется в виде сверх прибыли в случае разработки обнаруженного недропользователем высокорентабельного месторождения. Таким образом, затратный и сравнительный подходы могут использоваться в России только как вспомогательные, рентный подход — только для крупных, высоко рентабельных месторождений полезных ископаемых, а доходный метод подходит практически для всех месторождений полезных ископаемых. Проблема стоимостной оценки участков недр уже не раз обозначена в специальной литературе, однако общепринятого подхода к ее решению до сих пор не выработано. Уже более5летв МПР России рассматриваются различные варианты методических документов по этому поводу. В то же время один из аспектов этой многоплановой задачи постоянно возникает перед многиминедропользователями. А именно, при участии в тендере (конкурсе-аукционе) на тот или инойучасток недр инвестор для победы в нем должен внести государству стартовый платеж, которыйзаведомо превысит предложения конкурентов.

Но как определить верхнюю границу этого платежа, чтобы самому не оказаться потом в убытке? Ответ на этот вопрос можно получить разнымипутями. Наиболее распространенным способом является оценка, полученная при использовании доходного метода в его стандартном варианте. Модель опционов уже применяется при оценке стоимости участка недр. В качестве предложения по ее усовершенствованию можно предложить введение в данную модель еще одного 3-го фактора неопределенности — управленческого фактора неопределенности. Данный фактор представлен в виде коэффициента, который применяется для показателя — величина капитальных затрат (Ki), соответственно, параметр Kiежегодно будет увеличиваться на 0,05%.Ниже представлены следующие доводы в обоснование применения данного фактора:

во всех экономических системах распространено делегирование принятия инвестиционных решений от собственников к наемным менеджерам. При принятии управленческих решений менеджер действует исходя из собственных интересов. Указанное обстоятельство формирует управленческий фактор неопределенности;

ухудшение горно-геологических условий в традиционных нефтегазовых провинциях и необходимость освоения удаленных месторождений; постоянный рост доли истощенных запасов на балансе нефтегазовых компаний, увеличение глубины залегания углеводородов и рассредоточение месторождений в давно эксплуатируемых нефтегазовых провинциях; ежегодный рост издержек российских компаний в добыче нефти на уровне 16−18%, что почти в 1,5 раза превышает среднемировые показатели (Крюков, Вебер, 2016); необходимость менять сложившуюся в нефтегазовой отрасли в 1990;х гг. систему принятия решений, ориентированную на доминирующую роль крупных ВИНК — данные тенденции указывают на то, что инвестиционный процесс по добыче нефтегазовых ресурсов усложняется, и в его реализации возрастает роль высококвалифицированных управленцев;

тяжелые природно-климатические условия, труднодоступность территорий, удаленность операционной деятельности от центров принятия решений (часто принимаются в Москве) повышают управленческую неопределенность при реализации ИП нефтегазовых проектов;

предлагаемый подход к оценки стоимости участка недр позволит учесть управленческую неопределенность совместно с геологическими и экономическими факторами в отличии от доминирующей практики оценки, ориентированной на учет традиционных факторов;

передача управленческих решений от собственника к наемному менеджменту (данная модель характерна для большинства нефтегазовых компаний) приводит к завышению капитальных затрат проекта;

управленческая неопределенность оказывает существенное влияние на точность оценок капитальных затрат и планируемых инвестиций, показатели прибыльности и сроки реализации инвестиционных проектов, экономический эффект от поглощений и оценки будущей доли рынка. В качестве предложения по усовершенствованию опционной модели был введен еще один 3-й фактор неопределенности — управленческий фактор неопределенности. Предложенный в данной дипломной работе подход к решению задачи расчета предельно допустимой величиныстартового платежа, которую инвестор готов заплатить для участия в тендере за лицензионныйучасток недр, лишена ключевых недостатков традиционного подхода, состоящего в вычислении ЧДД, а также предложенная опционная модель будет учитывать 3 фактора неопределенности в оценках объемов запасов, ценна сырье и управленческих решений. При этом следует иметь в виду, что аппарат реальных опционов в том виде, как онздесь представлен, довольно схематично учитывает налоговую составляющую процесса добычиполезных ископаемых (в данном случае нефть) и требует некоторой доработки. Тем не менее врезультате метод реальных опционов в недропользовании стоит признать более обоснованным, соответствующим реальности. Стоит также отметить, что рассмотренная методика снимает проблему определения величины тендерной стоимости участка недр в случае с отрицательным ЧДД, рассчитанным при детерминированном подходе, поскольку учет случайного изменения объема разведанных запасов на период ГРР позволяет иметь ненулевую вероятность к концу срока разведкиполучить положительный ЧДД. Список используемой литературы.

Бюджетный кодекс Российской Федерации: [31.

07.1998 N 145 — ФЗ] (ред. от 30.

09.2017). 2. О недрах: Федер.

закон [21.

02.1992 N 2395 — 1] (ред. от 26.

07.2017)Федеральный закон «О недрах» от 21 февраля 1992 года № 2395−1 // Собрание законодательства Российской Федерации. — 1995. — № 10. — Ст. 823. Федеральный закон «О соглашениях о разделе продукции» от 30.

12.1995 № 225 -ФЗ (ред. 05.

04.2016 г.)Федеральный закон «О Континентальном шельфе РФ» № 187-ФЗ от 30.

11.1995.

Положение о порядке лицензирования пользования недрами. Утв. постановлением ВС РФ от 15.

07.1992 (ред. 05.

04.2016 г.)Распоряжение МПР РФ от 14.

11.2010 № 457-р «О Методических рекомендациях по подготовке условий и порядку проведения конкурсов и аукционов на право пользования участками недр» [Электронный ресурс]. — Режим доступа:

http://geol.irk.ru/isr/plat_r₄₅₇.shtml Распоряжение МПР РФ от 29.

10.2009 № 1718-р «Методика определения размеров разовых платежей за пользование участками недр, содержащими месторождения общераспространенных полезных ископаемых» [Электронный ресурс]. — Режим доступа:

http://Бобылев Ю.Н., Турунцева М. Ю. Налогообложение минерально-сырьевого сектора экономики. М.: Издательство Института Гайдара, 2010. — 200 с. Ампилов Ю. П. Стоимостная оценка недр. — М.: Геоинформмарк, 2004.

Ампилов Ю. П. Принципы расчета экономически допустимых для инвестора значений разовых платежей за право вользования недрами/ Ю. П. Ампилов, П. Б. Никитин, И.А. Зюзина//Вестник ТЭК: правовые вопросы. Нефть. Газ. Право. — 2004. — № 4.Ампилов Ю. П. Экономическая геология/Ю.П. Ампилов, А. А. Герт. — М.: Геоинформмарк, 2004.

Ампилов Ю. П. Методы геолого-экономического моделирования ресурсов и запасов нефти и газа с учетом неопределенности и риска. — М.: Геоинформмарк, 2002.

Герт А.А., Волкова К. Н., Немова О. Г., Супрунчик Н. А. Стоимостная оценка запасов и ресурсов углеводородного сырья // Минеральные ресурсы России. — 2006. — № 2. -.

С. 75−83.Душин А. В., Игнатьева Т. А.

Некоторые аспекты развития теории воспроизводства // Журнал экономической теории. — 2010. — № 3. — C. 115−119.

Игнатьева Т. А. Экономический механизм природопользования и охраны окружающей среды в современных условиях // Система управления экологической безопасностью: сб. трудов III заоч. Междунар.

научно-практ. конф. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, — 2009. — С. 25−28. Игнатьева Т. А. Воспроизводство минеральносырьевой базы в северных регионах // Освоение минеральных ресурсов Севера: матер.

межрегион. науч.

практ. конф. Т. 2. Воркута, — 2008.

— С. 269−272. Игнатьева Т. А., Машков С. А. Обеспечение экологической безопасности, связанной с сохранением минерально-сырьевой базы // Система управления экологической безопасностью: сб.

трудов II заоч. Междунар. науч.-практ. конф. Т. 1. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, — 2008. ;

С. 126−130. Козырев А. Н. Использование реальных опционов в инновационных проектах// Доклад на Общем собрании Отделения общественных наук РАН. — 2005.

Комментарий к Закону «О недрах» (по-татейный) / под ред. А. Н. Борисова. М.: Деловой двор, 2009.

Лашхия В. Ю. Оценка деловой репутации компании методов опционов//Финансовая газета. — 2001. — № 18.Правовое регулирование природоресурсных платежей: учеб.

Пособие / под ред. Коллектива авторов М.: Юстицинформ, — 2012. — 230 — с. 5. Принципы, методы и порядок оценки прогнозных ресурсов твердых полезных ископаемых. Рекомендации межинститутской рабочей группы Роснедра / Под редакцией А. И. Кривцова; составители: Беневольский Б. И. (руководитель), Аксенов Е. М., Блинова Е. В., Ваганов В. И., Вартанян С. С., Голенев В. Б., Конкина О. М., Куторгин В. И., Логвинов М. И., Машковцев Г. А., Мигачев И. Ф., Микерова В. Н, Руднев В. В., Ручкин Г. В. — М.: ЦНИГРИ, 2010.

— 95 стр. Реут Д. В. Инструмент реальных (управленческих) опционов в контроллинге проекта/ Д. В. Реут, Ю.Н. Бисеров//http:/odn2.ru/bibliot/inst_real.html.