Оптимизация направлений и объемов поставок СПГ проекта NLNG в Нигерии

Результаты проведенного на примере проекта NLNG исследования представлены на Рис. 3.1-3.4.

Рисунок 3.1.

Рис. 3,1, отображающий зависимость ожидаемого значения NPV проекта (отображается на вертикальной оси) от соотношения между объемами поставок газа по контрактам и на спотовые рынки (отображается на горизонтальной оси, ведущей вправо и вверх), а также от условий распределения прибыли от контрактного арбитража (отображается па горизонтальной оси, ведущей вправо и вниз), показывает, что прямые поставки по контракту без использования арбитража являются наименее выгодным способом реализации СПГ во всех цеповых сценариях (самая нижняя точка (D) на рис. 3.1а-3.1в). Это объясняется невозможностью в этом случае извлечения дополнительной прибыли за счет осуществления арбитражных операций.

C другой стороны, из рисунка видно, что применение чистого контрактного арбитража (арбитража, при котором вся прибыль остается у поставщика СПГ) является наиболее экономически эффективным вариантом реализации СПГ в сценарии высоких контрактных цен (самая верхняя точка (А) на Рис. 3.1 в). Хотя в среднем этот вариант менее выгоден по сравнению с арбитражной торговлей на спотовом рынке, основанной на механизме самоконтрактования в двух других сценариях (арбитражная торговля на спотовом рынке дает лучшее значение ожидаемого NPV, точка (В) на Рис. 3.1а, 3.16, Табл. 3.1).

Действительно, в сценарии высоких контрактных цен и использования чистого контрактного арбитража выручка, полученная поставщиком от реализации СПГ &_{контрар6}, определяется следующим соотношением (накладные расходы, например, связанные с выплатой комиссионных вознаграждений, процентными платежами и др.

Это подтверждает полученный в результате исследования вывод о том, что доход поставщика СПГ в случае высоких контрактных цен оказывается в среднем не меньше, чем доход, полученный им при альтернативном варианте поставок на спотовый рынок на основе самоконтрактования.

Однако полученные выводы основаны на критерии максимизации ожидаемого чистого дисконтированного дохода и не учитывают ограничения на приемлемый уровень инвестиционного риска проекта. Величина данного риска может оказаться достаточно высокой и не устроить менеджмент и акционеров нефтегазовой компании. В качестве показателя уровня инвестиционного риска проекта, как уже говорилось, был выбран показатель NPV-at-Risk, отражающий наименьшее значение чистого дисконтированного дохода NPV с вероятностью 95%. Для определенности в качестве приемлемого значения инвестиционного риска будем считать нулевое значение данного показателя. В этом случае вероятность реализации неэффективных инвестиций не превысит 5%.