Анализ подходов к управлению ценовым риском нефтегазовых проектов и постановка проблемы исследования

Существенное влияние ценовой неопределенности на эффективность и риски нефтегазовых проектов требует повышенного внимания к выбору инструментов управления ценовым риском. К настоящему времени сформировался целый ряд подходов к снижению данного риска, основанных как на использовании биржевых инструментов и производных ценных бумаг, так и на использовании различных контрактных условий поставки энергоносителей.

Традиционным инструментом снижения рисков крупных нефтегазовых проектов являются долгосрочные контракты [32], заключаемые па срок до 40 лет. Особую популярность такие контракты приобрели в связи с началом быстрого развития сегмента сжиженного природного газа (СПГ), начавшегося в 1970-х гг. Некоторые контракты, заключенные в то время, например контракты на поставку СПГ из Индонезии в Японию, действуют до сих пор. В дальнейшем долгосрочные контракты получили широкое распространение и в сегменте трубопроводной поставки природного газа, в частности при поставках российского газа в Европу.

Трубопроводные газовые контракты на Европейском рынке основываются на гронингенской модели долгосрочного газового

контракта, использующей принцип net-back относительно цены альтернативных энергоресурсов. Экономическая сущность этой модели заключается в максимизации для государства потенциала долгосрочного использования природного газа как истощаемого ресурса за счет поддержания цен на уровне конкурентоспособности с альтернативными для конечного потребителя ресурсами. Возникающие при этом дополнительные доходы, так называемая рента Хотеллинга, рассматривается как вознаграждение за сбереженные для будущих поколений ресурсы. Гронингенская модель была предложена в 60-х годах прошлого века, в качестве формулы ценообразования использовала привязку к ценам на нефтепродукты, исходя из энергетического характера использования газа и однонаправленного механизма энергозамещения газа нефтепродуктами.

Цена реализации газа по долгосрочным контрактам, как правило, устанавливается согласно заранее оговоренной ценовой формуле, привязывающей цену на газ к биржевым ценам на нефть, нефтепродукты, уголь, а в ряде случаев и на другие энергоносители, в т. ч. атомную энергию, энергию из альтернативных источников и пр. Так контрактная цена на газ в Европе p(t)вычисляется по следующей формуле [39]:

p_j (∕) = a™^, oil (t)+af^as°^l' gasoil (Z)+αj^wresidual(t)+b_j,

где cf ₉rf^asal_ic(^es- ценовые коэффициенты контрактной формулы, определяемые на основе энергетической заменимости нефтепродукта

природным газом, b_i— поправочный коэффициент контрактной формулы, oil(t∖ gasoil(t), residual(t) - усредненные значения (как правило, за последние 3-9 месяцев) цены на сырую нефть, газойль и мазут соответственно в момент времени t.Таким образом, цена реализации газа зависит от цены на нефть и сильно коррелирующих с ней цен на другие энергоносители, что обеспечивает поставщиков газа определенной уверенностью относительно уровня будущих доходов. А заложенные в контракты усреднение цены и временной лаг позволяют, во-первых, снизить влияние кратковременных скачков цен, а, во-вторых, достаточно точно прогнозировать поступления денежных средств на ближайшие 3-9 месяцев и заранее принимать меры реагирования в случае изменения рыночных тенденций.

Однако, несмотря на долгую и успешную историю применения долгосрочных контрактов с целью снижения рисков нефтегазовых компаний, в том числе и ценового риска, в последнее время наметился ряд тенденций, ограничивающих возможности использования данного механизма.

TC.. ГТ|Г ТЛЇГГГТТЛТТТТГ TX< Tin < nτrUL-A Q

также поставками газа из Норвегии, которая приняла решение пойти потребителям на встречу и снизить контрактную цену, приблизив ее тем самым к биржевым значениям (цена газа по некоторым контрактам поставок из Норвегии на 40% состояла из спотовой составляющей [2]). В результате доля ОАО «Газпром» на европейском рынке снизилась в I квартале 2009 года до уровня в 16% [47]. Для предотвращения дальнейшего падения доли на европейском рынке компания пересмотрела ряд контрактов с ключевыми потребителями, включив в формулу расчета цены спотовую составляющую - 10-15% от

реализуемых объемов [2, 28]. Таким образом, использование контрактов с ценовой привязкой к нефти (нефтепродуктам) в качестве инструмента снижения ценовых рисков нефтегазовой компании несколько теряет свою эффективность. В первую очередь это обусловлено сложностью продления существующих и заключения новых контрактов на соответствующих условиях. Европейские потребители газа, с одной стороны, выступают категорически против сложившейся системы ценообразования, а с другой стороны, стремятся ослабить свою зависимость от поставщиков ресурсов, как за счет диверсификации поставок, так и за счет сокращения средних сроков заключаемых контрактов.

Универсальным подходом к снижению рисков нефтегазовой компании, используемым также для управления ценовым риском, является диссипация, т.е. раздел рисков с компаниями-партнерами по реализации инвестиционных проектов. Реализация нефтегазовых проектов требует масштабных капиталовложений, и чем больше размер инвестиций, тем чувствительнее компания к риску невозврата вложенных средств, порождаемого, в первую очередь, ценовой

неопределенностью. C целью снизить возможные потери в случае реализации негативного сценария развития событий, нефтегазовые компании часто вступают в международные инвестиционные консорциумы, реализующие тот или иной проект, что позволяет ограничить риски, принимаемые компанией.

Диссипация часто используется при разработке механизма финансирования проектов. В частности применение проектного финансирования для реализации проекта, как правило, подразумевает разделение ответственности за управление отдельными рисками между участниками проекта, в том числе определение ответственности сторон за управление и последствия реализации ценового риска. Другим методом диссипации ценового риска является привязка платежей по долговым обязательствам, за счет привлечения которых был реализован проект, непосредственно к цене реализации продукции, производимой в рамках данного проекта. При этом источником финансирования могут служить как синдицированные банковские кредиты, так и облигационные займы. Применение описанных методов позволяет не только снизить влияние ценового риска на компанию за счет уменьшения доли ее участия в проекте и раздела ответственности, но и уменьшить вероятность невыполнения долговых обязательств, которое может произойти из-за снижения денежных потоков по проекту вследствие неблагоприятной ценовой конъюнктуры. Снижение данной вероятности происходит за счет распределения общего объема долговых обязательств между несколькими заемщиками (участниками проекта).

Метод диссипации рисков является широко применимым, хотя не лишен ряда недостатков. Среди основных отрицательных сторон данного метода можно отметить снижение валового дохода компании от реализации проекта ввиду необходимости привлечения в проект других участников. Кроме того, участие в проекте партнеров неизбежно приводит к ослаблению контроля, а в худшем случае может привести и к

полной потере контроля над активом. Это обстоятельство необходимо учитывать при заключении партнерских соглашений, поскольку потеря контроля может существенным образом повлиять на достижение компанией стратегических целей.

Принципиально иным подходом к управлению рыночными рисками, который может использоваться для управления ценовым риском нефтегазовой компании, является хеджирование. Под хеджированием в данном случае понимается использование производных финансовых инструментов для снижения риска, связанного с неблагоприятными изменениями ценовой конъюнктуры на рынке энергоносителей. Производный финансовый инструмент, используемый для хеджирования, подбирается таким образом, чтобы последствия неблагоприятного влияния ценового риска (снижение выручки от реализации продукции) полностью или частично компенсировались изменениями параметров производного финансового инструмента (например, пропорциональным ростом стоимости приобретенной производной ценной бумаги) [23]. В качестве инструментов хеджирования могут использоваться как торгуемые на бирже ценные бумаги (товарные фьючерсы и биржевые опционы), так и внебиржевые инструменты (форвардные контракты, внебиржевые опционы, свопы) [97]. Фьючерсные контракты представляют собой стандартизированные (по объему и качеству поставляемых активов, а также времени, месту и условиям поставки) соглашения купить/продать некоторые активы (базисные активы) в определенный момент времени в будущем по заранее установленной цене, торгуемые на специальных биржах [69]. Форвардные контракты в целом аналогичны фьючерсным контрактам, однако они не торгуются на бирже и, следовательно, не требуют стандартизации условий, что позволяет более гибко управлять рисками за счет возможности индивидуального подбора параметров договора. C целью хеджирования ценовых рисков нефтегазовая

компания может заключить форвардный или фьючерсный контракт на поставку продукции в будущем по фиксированной цене. Таким образом, компания гарантированно^[I] получит оговоренную в контракте цену, избежав возможного снижения выручки в случае падения рыночных цен на продукцию. Однако, заключая подобные контракты, компания не только устраняет вероятность потерь в случае падения рыночных цен, но и лишает себя возможности получить дополнительную прибыль в случае их роста, что является существенным недостатком применения данных инструментов.

Существенно большую гибкость в этом отношении обеспечивают опционы. Опцион — это двусторонний контракт, в соответствии C которыми одна сторона предоставляет другой стороне право купить (опцион «колл») или продать (опцион «пут») некоторый актив по оговоренной цене в течение определенного периода времени (американский тип опциона) или по окончанию этого периода (европейский тип опциона). В отличие от форвардных и фьючерсных контрактов, у покупателя опциона возникает не обязательство, а право совершить покупку или продажу некоторого актива в будущем. C целью хеджирования ценового риска нефтегазовая компания может приобрести опцион пут, т.е. право продать продукцию по фиксированной цене в будущем. Ключевой особенностью использования опционов является то, что если на момент истечения опциона рыночная цена на продаваемую продукцию будет выше цены, оговоренной в опционном контракте, компания имеет право его не исполнять и реализовать продукцию по более высокой рыночной цене. Использование опционов позволяет не только ограничить риски, связанные с возможным падением рыночных цены, но сохраняет возможность увеличения дохода при благоприятном развитии событий. Стоит отметить, однако, что предоставляемые

компании права должны быть компенсированы в виде опционной премии, выплачиваемой продавцу опциона в обмен на его обязательство приобрести продукцию по заранее фиксированной цене. Учитывая волатильность рыночных цен на энергоносители, продавцы опционов принимают на себя существенный риск, который обуславливает рост опционной премии. Высокие затраты, необходимые для хеджирования рыночных рисков нефтегазовой компании существенно снижают эффективность данного инструмента.

Общим недостатком всех инструментов хеджирования является то, что они не позволяют управлять ценовым риском в долгосрочном периоде. Объем сделок с подобными инструментами резко падает с ростом срока, на который они заключаются, а максимальный срок, как правило, не превышает трех лет. Показателями ликвидности финансовых инструментов могут служить объем совершаемых сделок и количество открытых позиций по той или иной ценной бумаге [103, 117]. На Рис.1.5 показано снижение ликвидности (количества открытых позиций) по фьючерсам на нефть марки Brent и WTI при увеличении срока до истечения контракта [56]. Отмеченный недостаток не позволяет в полной мере полагаться на хеджирование как на основной инструмент управления ценовым риском долгосрочных нефтегазовых проектов. Однако хеджирование успешно используется для оперативного управления ценовым риском в краткосрочной перспективе.

Рисунок 1.5. Изменение ликвидности производных финансовых инструментов (фьючерсов) в зависимости от срока до истечения

Еще одним, достаточно специфическим методом снижения ценового риска, является арбитраж, применяемый в настоящий момент нефтегазовыми компаниями на рынке СПГ. Суть данного метода заключается в гибком управлении поставками СПГ как па основе долгосрочных контрактов, так и с использованием краткосрочных соглашений с поставками на спотовые рынки. Поскольку мировой рынок газа еще находится па стадии интеграции |67], существенную роль играют региональные факторы, влияющие на енотовые цены па отдельных региональных рынках. В настоящий момент периодическая ценовая дифференциация между региональными рынками неизбежна ввиду различия структуры потребления энергоресурсов в разных регионах, различных климатических условий, определяющих внутригодовую динамику энергопотребления, а также из-за локальных краткосрочных факторов, влияющих только на отдельные регионы как с точки зрения спроса (например, землетрясение в Японии в начале 2011 г., приведшее к закрытию ряда атомных электростанций и необходимости ввоза дополнительных объемов СНГ), гак и со стороны предложения (например, ураганы в Мексиканском заливе, угрожающие стабильности работы газо- и нефтедобывающего комплекса и

трубопроводной системы региона). Это создает условия для осуществления арбитражных операций, позволяющих максимизировать чистые экспортные цены реализации энергоносителей (net-back) в каждый момент времени.

Проведенные исследования Демкина, Никонова и Сафонова [26] показали, что при определенных условиях использование арбитражных механизмов позволяет не только повысить экономическую эффективность нефтегазовых проектов (в рассматриваемом случае проектов производства и поставок СПГ), но и существенно снизить ценовой риск. На основе анализа ряда проектов авторы показали, что применение арбитража позволяет в целом ряде случаев существенно снизить вероятность реализации неэффективных инвестиций. Однако применение данного механизма ограничено отдельными видами нефтегазовых проектов и требует наличия определенных технических, организационных и рыночных условий. Например, для эффективного осуществления арбитражных операций компании необходимо создать организационные механизмы, позволяющие оперативно управлять потоками продукции, в зависимости от складывающейся в тот или иной момент времени рыночной конъюнктуры. Создание подобных организационных механизмов, а также непосредственно осуществление арбитражных операций могут требовать дополнительных издержек. Таким образом, арбитраж, хотя и может быть применим для отдельных проектов, не является универсальным инструментом управления ценовым риском нефтегазовой компании.

Другим подходом к управлению ценовыми рисками нефтегазовых компаний является применение минимаксных контрактов. В литературе [6-7, 116] выделяют два вида минимаксных контрактов, а именно жесткие и гибкие контракты.

Смысл жестких минимаксных контрактов состоит в том, что покупатель и продавец заключают договор о будущей купле-продаже энергоресурса на следующих условиях:

если рыночная цена будет находиться в диапазоне от х до X

- расчеты совершаются по рыночной цене;

если рыночная цена будет выше максимального значения X

- сделка осуществляется по заранее оговоренной максимальной цене;

если рыночная цена будет ниже минимального значения х - сделка осуществляется по заранее оговоренной минимальной цене.

Гибкие минимаксные контракты используются в ряде договоров на поставку энергоносителей. В частности, примером применения таких контрактов являются договора на поставку СПГ в страны азиатско- тихоокеанского региона, в которых цена определяется на основе S- кривых, ограничивающих как сильный рост, так и резкое падение контрактных цен [53].

Использование минимаксных контрактов позволяет снизить влияние значительных случайных колебаний цен на энергоносители на показатели риска проектов нефтегазовых компаний.

Стоит отметить, что верхние и нижние ценовые границы при заключении контрактов на поставку энергоносителей часто устанавливаются интуитивно или исходя их общеэкономических соображений. Однако повысить эффективность их использования можно за счет обоснования верхних и нижних ценовых пределов на основе паритета рисков покупателя и продавца. При этом риски покупателя заключаются в возможной переплате за энергоресурсы, в случае падения рыночных цен ниже цен, рассчитываемых по контракту, а риски продавца заключаются в возможном недополучении выручки в ситуации превышения рыночными ценами контрактных.

В качестве недостатков минимаксных контрактов можно отметить сложность прогнозирования будущих уровней и колебаний цен

на энергоресурсы, что существенно снижает точность оценки справедливых (с точки зрения паритета рисков продавца и покупателя) верхних и нижних границ контрактных цен. В этой связи изменения рыночных условий могут приводить к частому пересмотру контрактов, что снизит предсказуемость денежных потоков компании в долгосрочном периоде. Определенные трудности может вызвать поиск контрагента, готового заключить минимаксный контракт на устраивающих нефтегазовую компанию условиях. Однако, несмотря на отмеченные недостатки, на современном этапе развития энергетических рынков, который характеризуется высокой волатильностью и повышенными рыночными рисками для нефтегазовых компаний, минимаксные контракты могут эффективно использоваться как инструмент управления ценовым риском.

Преимуществом справедливых минимаксных контрактов является их взаимовыгодность, которая способствует построению прочных партнерских отношений между поставщиком и потребителем энергоресурсов. Кроме того, как показали результаты проведенного исследования, использование минимаксных контрактов в ряде случаев позволяет нефтегазовой компании получить дополнительную экономию за счет сокращения налога с прибыли и, как следствие, повысить эффективность ее проектов.

Сравнительный анализ описанных подходов к управлению ценовым риском приведен в Табл. 1.5.

СП

СП

Дальнейшее исследование будет посвящено наименее изученным и в то же время наиболее перспективным применительно к СПГ проектам методам управления ценовым риском - минимаксным контрактам и арбитражным операциям.

Минимаксные контракты уже используются, в основном в Азиатско-Тихоокеанском регионе, для поставок СПГ на долгосрочной основе. Однако, несмотря на существующее в литературе упоминание и описание S-кривых, отсутствует методическая база, которая позволила бы обосновать параметры минимаксных контрактов, в частности принципы определения минимальных и максимальных контрактных цен, а также определить эффективность их использования.

Осуществление арбитражных операций с целью получения дополнительной прибыли, как уже отмечалось ранее, также нашло отражение в научной и практической литературе. Однако, несмотря на признание возможности осуществления таких операций, до сих пор не была проведена их систематизация и подробное описание, не были разработаны подходы к оценке их эффективности. В настоящий момент арбитраж на рынке СПГ рассматривается в литературе с точки зрения редких, разовых явлений. В тоже же время автор предлагает рассматривать их как инструмент управления СПГ проектами не только создающий возможности для получения дополнительной прибыли, но и позволяющий управлять уровнем ценового риска проекта. В этой связи автором предлагается рассматривать арбитражные операции как реальные опционы на переключение (в данном случае на переключение между разными рынками сбыта). Однако, чтобы данные опционы (возможность гибкого управления проектом, а точнее его поставками) были доступны компании, необходимо на ранних стадиях осуществления проекта и заключения контрактов на поставку продукции создать для этого определенные предпосылки.

Исходя из вышеизложенного были поставлены и в ходе исследования решены следующие задачи:

1. в области исследования минимаксных контрактов:

определение и исследование возможных принципов установления минимальных и максимальных цен в рамках минимаксных контрактов;

разработка механизмов обоснования оптимальных параметров минимаксных контрактов;

оценка экономической эффективности применения минимаксных контрактов в управлении ценовым риском нефтегазовых проектов;

2. в области исследования арбитражных операций:

определение понятия арбитража применительно к сфере производства и поставок СПГ и классификация арбитражных операций;

разработка механизмов оптимизации направлений и объемов поставок СПГ (между спотовыми и контрактными рынками; между различными региональными рынками);

определение ключевых условий и факторов, обуславливающих возможность и целесообразность проведения арбитражных операций;

оценка экономической эффективности использования арбитражных операций различных типов в рамках реализации СПГ проектов;

3. в области организации управления ценовым риском нефтегазовых проектов:

разработка классификации моделей реализации СПГ проектов, оценка подверженности и определение возможностей управления ценовым риском проектов, реализуемых в рамках различных моделей;

разработка организационных механизмов управления ценовым риском нефтегазовых проектов с использованием минимаксных контрактов;

разработка организационных механизмов управления ценовым риском нефтегазовых проектов с использованием арбитражных операций.