Проекты в нгк Узбекистана с участием российских компаний.

Россий-ский участник	Проект	Доля инвестора в прибыльной продукции (%)	Запасы нефти/газа и конденсата (млрд м3/ млн т)	Капи-тальные вложения ($млн)	Сроки реали-зации
ЛУКОЙЛ	Кунград/Кан-дым/ Хаузак/ Шады	49,8	283,0/ 8,0	995,0	2004-2039
Газпром	Шахпахты	50	/7,7	15,0	2004-2019
Газпром	Урга/Куныш/ Акчалакская группа	50	915/ 1270	610,0	2007-2011
Союз-нефтегаз Восток Лимитед	Центральный Устюрт/Юго-Западный Гиссар	30	150,0/ 50,0	466,2	2007-2048

165

В последние годы происходит значительная активизация деятельности китайских компаний. Первоначально бизнес китайских инвесторов в НГК Узбекистана был основан, главным образом, на сервисных контрактах, в последующем появился ряд проектов в сфере разведки и разработки нефтегазовых месторождений.

Кроме российских и китайских компаний в НГК Узбекистана действуют фирмы из Швейцарии, Малайзии, Кореи, других стран.

Zeromax Group (Швейцария) работает на рынке Узбекистана с 2000 г. Кроме нефтегазового комплекса, компания ведет деятельность и в других отраслях экономики (сельском хозяйстве, текстильной, цементной, кабельной промышленности), активно участвует в создании предприятий малого и среднего бизнеса. Организован ряд СП с «Узбекнефтегазом»: «Гиссарнефтегаз», «Кокдумалак Газ», «Бентонит», «Нефтегазмонтаж», «Нефтегазсаноатлойиха», «УзГазОйл», «Темир-Хизмат».

Совместно с НХК «Узбекнефтегаз» реализован ряд инвестиционных и подрядных проектов: поставка комплектующих для строительства Шуртанского ГХК; проектирование и строительство 60-километрового газопровода, соединяющего газопровод Бухара-Урал и УКПГ «Восточный Бердах», что позволило увеличить мощность газотранспортной системы республики и повысить возможности по экспорту природного газа; строительство экспортного газопровода Газли-Сарымай, строительство горного участка газопровода Шуртан-Шерабад; строительство магистрального газопровода Мубарек-Галляарал-Янгиер; расширение и капремонт участков магистральных газопроводов Газли-Каган, Бухара-Урал и другие.

Таблица 11

Проекты в нгк Узбекистана с участием европейских и азиатских компаний.

Инвестор	Проект	Капитальные вложения, $млн	Вид деятельности	СП
«Зеромакс групп» (Zeromax Gmbh), Швейцария	Месторождение Кокдумалак	30,9	Утилизация попутного газа	«Кокдумалак газ»
«Зеромакс групп» (Zeromax Gmbh), Швейцария	Нефтегазовые месторождения в Гиссарском регионе	400,5	Добыча углеводородов	—
«Петронас» (Petronas), Малайзия	Байсунский блок (Сурхандарьинская область)	47,8	Разведка и добыча газа	—
«Пробади» (Probadi), Малайзия	Месторождение Карактай	12	Добыча нефти	«УзМалойл»
«Когаз» (KOGAS), Корея	Месторождение «Сургиль» (Устюрт)	960	Разработка месторождения	—

Расширение в 2004 г. участка газопровода Газли-Нукус позволило увеличить экспорт природного газа в северном направлении до 7 млрд. м³, а после выполнения следующего этапа строительства (2005-2006 г.г.) пропускная способность на этом направлении увеличилась до 12 млрд. м³ в год. СП «Кокдумалак Газ» реализуется проект утилизации попутного газа Кокдумалакского месторождения, необходимый объем инвестиций – более $ 30 млн.

Осенью 2005 г. Petronas и «Узбектнефтегаз» подписали соглашение об изучении газовых месторождений в Сурхандарьинской области на юге Узбекистана. Соглашение предусматривает техническое изучение, а также проведение геологоразведочных работ на территории Байсунского инвестиционного блока в течение 18 месяцев. По результатам геологоразведки стороны примут решение о форме сотрудничества в разработке газовых месторождений Байсунского блока, где к настоящему времени уже открыто два крупных газовых месторождения – Гаджак и Когнисай.

На небольшом месторождении Карактай работает совместное предприятие «Узбекнефтегаза» и малазийской компании Probadi - «Узмалойл», с объемом добычи нефти около 50 тыс. тонн в год.

Корейская KOGAS в 2007 г. приступит к комплексной разработке месторождения Сургиль на Устюрте с общими объемами инвестиций в размере $960 млн. В 2007 г. объем инвестиций планируется в объеме $ 12,5 млн.

Экономическая эффективность инвестиций в нефтяную и газовую промышленность

Наличие большого количества инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли республики, с одной стороны, и множества иностранных компаний – претендентов на реализацию этих проектов, с другой стороны, обуславливает необходимость оценки эффективности этих инвестиций.

Оценку экономической эффективности производят по нескольким направлениям и показателям.

На уровне Министерства экономики и Министерства финансов основным критерием является общая экономическая эффективность инвестиций. Общая и сравнительная экономическая эффективность инвестиций отличаются как по задачам, так и по методам исчисления.

Показатель общей экономической эффективности инвестиций по республике и по отдельным отраслям определяется отношением прироста годового объема национального дохода ΔД к вызвавшим этот прирост инвестициям К в сфере материального производства:

Э= ΔД/К.

Для определения общей экономической эффективности инвестиций по нефтяной и газовой промышленности в целом применяется отношение прироста чистой прибыли (после уплаты всех налогов и отчислений) ΔП к инвестициям, обусловившим этот прирост:

Э' = ΔП/К.

Расчет сравнительной эффективности инвестиций по конкретному проекту производится сопоставлением инвестиций и себестоимости продукции по сравниваемым вариантам или сопоставлениям приведенных затрат по формулам:

; ;

,

где К₁ и К₂ – инвестиции по сравниваемым вариантам, сум; С₁ и С₂ – себестоимость годового объема производства продукции по сравниваемым вариантам, сум; Ен – нормативный коэффициент эффективности инвестиций по отрасли (для нефтяной и газовой промышленности Ен=0,12).

Кроме общей экономической эффективности в нефтегазовой отрасли существуют следующие показатели оценки эффективности:

• удельные инвестиции на прирост добычи 1 т углеводородов;

• удельные инвестиции на 1 т добытых углеводородов;

• себестоимость добычи углеводородов;

• производительность труда (или трудоемкость).

В системе нефтяной и газовой промышленности особое внимание уделяется экономической эффективности инвестиций в подготовку сырьевых ресурсов. При этом основным и обобщающим показателем является коэффициент общей экономической эффективности:

Э= П/К,

где П – народнохозяйственный эффект отрасли, реализуемый на стадии добычи и использования попутных компонентов; К – инвестиции в геологоразведочные работы, нефтегазодобычу (включая эксплуатационное бурение, обустройство месторождения и др.).

Для определения народнохозяйственного эффекта (П) целесообразно использовать замыкающие затраты на нефть и газ, в которых учтены рента местоположения, рента горно-геологическая, рента качества нефти и газа:

П=[Ззам – (С+ЕнК)]Qср,

где Ззам – замыкающие затраты на нефть и газ, сум/т; С – себестоимость добычи нефти и газа, сум/т; К – сумма удельных инвестиций в геологоразведочные работы, нефтегазодобычу (включая эксплуатационное бурение и обустройство месторождения и др.), сум/т.

В последнее время в связи с вхождением отраслей экономики в рыночные условия предприятия в составе бизнес-планов приводят расчеты эффективности инвестиций. При этом наиболее распространены следующие показатели эффективности инвестиций:

• чистое современное значение инвестиционного проекта (NPV);

• внутренняя норма прибыльности (доходности, рентабельности) (IRR);

• дисконтированный срок окупаемости (DPB);

• индекс прибыльности.

Данные показатели, как и соответствующие им методы, используются в двух вариантах:

• для определения эффективности предполагаемых независимых инвестиционных проектов, когда делается вывод: принять или отклонить проект;

• для определения эффективности взаимоисключающих проектов, когда делается вывод с тем, какой проект принять из нескольких альтернативных.

Методы оценки эффективности инвестиций

Метод чистого современного значения (NPV – метод)

Данный метод основан на использовании понятия чистого современного значения стоимости (Net Present Value):

,

где CF₁ – чистый денежный поток, r – стоимость капитала, привлеченного для инвестиционного проекта.

Термин «чистый» имеет следующий смысл: каждая сумма денег определяется как алгебраическая сумма входных (положительных) и выходных (отрицательных) потоков. Например, если во второй год реализации инвестиционного проекта объем капитальных вложений составляет $15000, а денежный доход в тот же год - $12000, то чистая сумма денежных средств во второй год составляет $3000.

В соответствии с сущностью метода современное значение всех входных денежных потоков сравнивается с современным значением выходных потоков, обусловленных капитальными вложениями для реализации проекта. Разница между первым и вторым есть чистое современное значение стоимости, которое определяет правило принятия решения.

При оценке целесообразности инвестиций обязательно устанавливают (рассчитывают) ставку дисконта, т.е. процентную ставку, которая характеризует норму прибыли, относительный показатель минимального ежегодного дохода инвестора, на который он надеется.

Метод внутренней нормы прибыльности

По определению внутренняя норма прибыльности (иногда говорят доходности) – это такое значение показателя дисконта, при котором современное значение инвестиции равно современному значению потоков денежных средств за счет инвестиций, или значение показателя дисконта, при котором обеспечивается нулевое значение чистого настоящего значения инвестиционных вложений.

Экономический смысл внутренней нормы прибыльности состоит в том, что это такая норма доходности инвестиций, при которой предприятию одинаково эффективно инвестировать свой капитал под IRR% в какие-либо финансовые инструменты или в реальные активы, генерирующие денежный поток, каждый элемент которого, в свою очередь, инвестируется под IRR%.

Математическое определение внутренней нормы прибыльности предполагает решение следующего уравнения:

,

где CF_j - входной денежный поток в j-й период, INV – значение инвестиции.

Решая это уравнение, находим значение IRR. Схема принятия решения на основе метода внутренней нормы прибыльности имеет вид:

—если значение IRR выше или равно стоимости капитала, то проект принимается;

—если значение IRR меньше стоимости капитала, то проект отклоняется.

Таким образом, IRR является как бы «барьерным показателем»: если стоимость капитала выше значения IRR, то «мощности» проекта недостаточно, чтобы обеспечить необходимый возврат и отдачу денег и, следовательно, проект следует отклонить.

Метод периода окупаемости

Рассмотрим этот метод на конкретном примере анализа двух взаимоисключающих проектов.

Пусть оба проекта предполагают одинаковый объем инвестиций $1000 и рассчитаны на 4 года.

Проект А по годам генерирует следующие денежные потоки: $500; $400; $300; $100; проект Б - $100; $300; $400; $600.

Стоимость капитала проекта оценена на уровне 10%. Расчет дисконтированного срока осуществляется с помощью нижеследующих таблиц.

Таблица 12