Формирование стратегии развития государственной нефтяной компании на основе портфельной теории на примере Республики Корея тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.14, кандидат наук Ро Джин Сун

• Ро Джин Сун
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Ро Джин Сун

Введение

Глава 1. Теоретические основы стратегии развития государственной нефтяной компании

1.1. Теоретические аспекты формирования стратегии развития государственной нефтяной компании

1.2. Развитие государственных энергетических компаний

в Республике Корея

1.3. Сравнительный анализ развития нефтегазовых компаний в странах Северной Азии

Выводы по главе

Глава 2. Современные тенденции в энергоснабжении и проблемы стратегий развития государственных энергетических компаний в Республике Корея

2.1. Современное состояние и прогнозы развития системы энергоснабжения

в Республике Корея

2.2. Основные направления текущей энергетической политики Республики Корея

2.3. Состояние и проблемы энергетической стратегии разработки и добычи

зарубежных природных ресурсов в Республике Корея

Выводы по главе

Глава 3. Методологический подход к формированию стратегии развития государственной нефтяной компании на основе портфельного анализа

3.1. Суть портфельной теории применительно к нефтегазовому сектору

3.2. Разработка модели формирования стратегии развития Корейской

национальной нефтяной компании на основе портфельной теории

Выводы по главе

Заключение

Библиографический список

Приложение А. Характеристика активов КННК, выбранных для расчета в данной

работе

Приложение Б. Исходные данные для расчета ожидаемого ЧДД активов,

рассматриваемых в данной работе

Приложение В. Цены на нефть и газ, примененные для расчета

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Формирование стратегии развития государственной нефтяной компании на основе портфельной теории на примере Республики Корея»

Введение

Актуальность темы исследования. В связи с необходимостью повышения устойчивости энергообеспечения национальных экономик импортозависимых стран Северо-Восточной Азии - крупных потребителей энергоресурсов, таких как Китай, Республика Корея (РК), Япония, стратегия энергетических компаний этих стран в течение последних двух десятилетий предусматривала наращивание зарубежной ресурсной базы: (а) путем слияний и поглощений компаний (сделок М&А), то есть путем приобретения компаний-держателей лицензий на разведку и добычу энергоресурсов в зарубежных странах, а также (б) совместного долевого участия в проектах по разведке и добыче энергетических ресурсов, начиная с вхождения в инвестиционные проекты на ранней их стадии (на стадии геологоразведочных работ - ГРР) и последующим органическим ростом проекта и компании.

С середины 2000-х гг. Республика Корея осуществляет ряд крупных инвестиционных проектов за рубежом с участием своих государственных энергетических компаний, в том числе Корейской Национальной Нефтяной Компании (КННК), Корейской Газовой Корпорации (КОГАЗ) и Корейской Ресурсной Корпорации (КОРЕС). В период с 2008 г. по 2012 гг. суммарные инвестиции этих компаний составили 26,4 млрд. долл. США, что эквивалентно примерно 9% годового государственного бюджета РК, составляющего в среднем около 300 млрд. долл. США. Однако, по данным октября 2014 г., коэффициент возмещения этих инвестиций составил всего 14,06%. Анализ финансовой отчетности энергетических компаний Республики Корея показал их низкую рентабельность в силу неоправданности применяемых ранее инвестиционных решений, нацеленных на наращивание зарубежной ресурсной базы фактически любой ценой, в значительной степени - за счет экстенсивных мер. Сегодня, в период преодоления последствий мирового финансово-экономического кризиса 2008-2009 гг., финансовые возможности страны сократились, и теперь энергетические компании РК не могут держаться более избранной ранее политики

экстенсивного наращивания зарубежной ресурсной базы. Государственные

3

компании вынуждены брать курс на повышение эффективности инвестиционных решений, особенно тех, что претворяются в жизнь за счет бюджетных средств. Это приводит к продаже низкодоходных зарубежных нефтегазовых активов, приобретенных на предыдущих этапах государственной энергетической политики, для которой была характерна иная система приоритетов - не ставящая во главу угла финансовую эффективность приобретаемых нефтегазовых активов.

В связи с этим назревает необходимость поиска инструментов адаптации энергетической политики РК к сложившейся ситуации, кардинально отличающейся от доминировавшей на предыдущих этапах и определявшей прежнюю стратегию развития государственных компаний импортозависимых государств.

Прежняя стратегия предусматривала наращивание зарубежной ресурсной базы через преимущественно долевое участие в проектах по разведке и добыче. Такие инструменты повышения сырьевой обеспеченности госкомпаний стран-энергоимпортеров (и их мажоритарных акционеров - соответствующих государств-импортеров энергоресурсов) являются инструментами органического роста активов этих компаний. Но проекты связанные с органическим ростом активов дают более позднюю отдачу и чреваты высокими инвестиционными рисками, так как вложения на стадии ГРР могут не привести к коммерческим открытиям. Поэтому на стадии более высоких посткризисных цен инвестиционных ресурсов, а также для снижения рисков, связанных с применением инструментов органического роста, инструменты неорганического роста активов могут приобретать большую приоритетность для повышения ресурсной обеспеченности страны-импортера и ее государственной компании (в рамках теории «принципал/суверен - агент»).

Именно поэтому, изучив научные труды, посвященные существующим

теориям формирования энергетической стратегии нефтяных компаний, с одной

стороны, и портфельной теории, которая широко применяется на финансовом

рынке для управления активами, с другой, автор поставил задачу

проанализировать возможность применения инструментов портфельной теории в

4

рамках стратегии поведения государственной нефтегазовой компании - в целях повышения эффективности управления производственными активами для повышения ресурсной обеспеченности импортозависимого суверена-принципала (государства Республика Корея) и его агента - государственной нефтегазовой компании (КННК).

Степень научной разработанности темы. Проблемам формирования стратегий развития нефтяных компаний посвящены многочисленные работы ученых разных стран мира, в том числе из России, Южной Кореи. В основе теорий формирования стратегий развития предприятия лежат работы Анссофа И., Друкера П., Портера М., Чандлера А., Зайцевой Л.Г., Соколова М.И. и др. Теоретическо-методологические подходы к понятию стратегии развития нефтяных компаний отражены в трудах Астахова А.С., Бархатова В.Д., Джонг У., Джонг Д., Джонсон Д., Дунаева В.Ф., Ермилова О.М., Конопляника А.А., Костелло К., Крокмал П., Лебедева Т.Я., Лившица В.Н., Миловидова К.Н., Розе П., Тордо С., Хартли П., Хо Ы., Цой Д., Чугунова Л.С., Юн Д. и др.

Серьезный вклад в разработку портфельной теории в контексте управления

нефтегазовых компаний внесли Андреев А.Ф., Бархатов В.Д., Демкин И.В., Джон

И., Зубарева В.Д., Ленкова О.В., Лившиц В.Н., Матиив В.М., Пленкина В.В.,

Саркисов А.С., Телегина Е.А., Хоуелл III., Янсен Д.К. и др. Состояние и

проблемы развития государственных компаний в нефтегазовой отрасли

исследуются в работах Всемирного Банка, Международного Энергетического

Агентства, научных институтов по энергетике (ИМЭМО РАН, ИНЭИ РАН,

Института государственной политики Джеймса Бейкера при университете Райса,

Института экономики энергетики Японии, Института энергетической стратегии,

Корейского энергетического экономического института и др.), консалтинговых

компаний (Accenture, IHS-CERA, Ernst & Young, KPMG). Однако к настоящему

времени образовался определенный дефицит научно-методологических подходов,

которые позволили бы сформировать для южнокорейских государственных

нефтегазовых компаний эффективную стратегию на основе портфельной теории,

а также учитывали бы специфику их взаимоотношений с представителями

5

государственных органов власти Республики Корея. В частности, в работах на эту тему финансовые риски предприятия учитывались по каждому из проектов в отдельности, а эффекты, возникавшие в результате взаимозависимости проектов, а также при добавлении нового проекта к существующему портфелю, не рассматривались. Такой подход способен привести не только к потере экономических выгод от каждого конкретного проекта, но и к неудаче реализации стратегии развития компании в целом. Настоящая диссертационная работа преследует цель преодолеть указанные недостатки существующих научно-методологических подходов.

Основная цель исследования - разработка методологического подхода оптимизации портфеля нефтегазовых активов КННК и предложение, на его основе, возможных корректировок стратегии развития на уровне как отдельно взятого предприятия (Корейской Национальной Нефтяной Компании), так и всей страны (Республики Корея).

В процессе работы над диссертацией были решены следующие задачи:

- проведен комплексный анализ основных направлений деятельности государственных нефтяных компаний ключевых государств-энергоимпортеров Северо-Восточной Азии (Китай, Япония, РК) с целью выявления общих подходов и различий в обеспечении этими компаниями («агентами») задачи повышения ресурсной обеспеченности своих материнских государств («принципала/суверена»);

- проведен анализ состояния и проблем существующей государственной энергетической стратегии Республики Корея и ее возможного усовершенствования в области разведки и добычи полезных ископаемых в современных условиях, характеризующихся дефицитом финансовых ресурсов, в том числе для продолжения бюджетного финансирования развития государственных компаний РК;

- разработан теоретический подход для решения ключевых проблем,

негативно влияющих на развитие Корейской Национальной Нефтяной

6

Компании (КННК), в частности для повышения финансовой эффективности инвестиционных решений по формированию зарубежных активов; - уточнен порядок оптимизации структуры инвестиционных активов КННК, приобретенных за период 2008-2012 гг., с использованием теории "Портфель со средним отклонением".

Объектом исследования является инвестиционная деятельность южнокорейских государственных энергетических компаний, осуществленная в рамках государственной энергетической стратегии РК, в частности - компании КННК.

Предметом исследования является решение проблем повышения финансовой эффективности инвестиционных проектов южнокорейской государственной нефтяной компании КННК.

Теоретическая и методологическая основа исследования. Исследование проводилось с применением методов стратегического, проектного, финансового и портфельного анализа, которые внедрили российские, южнокорейские и другие зарубежные ученые для оценки экономической эффективности инвестиционной деятельности в области нефтегазовой промышленности.

Для проведения исследования были использованы информационные базы данных различных организаций, таких как Корейский энергетический экономический институт (KEEI), Международное энергетическое агентство, Министерство промышленности, торговли и энергетики Республики Корея, ОЭСР, Всемирный банк, а также консалтинговых компаний: IHS Herold, KPMG LLC, Wood Mackenzie и др.

Расчеты проводились на основе внутренних данных КННК и открытых данных иностранных нефтяных компаний с помощью компьютерной программы Microsoft Excel и Risk@ 6.2.

Основные результаты исследования и их научная новизна. Научная

новизна исследования состоит в пионерном применении методологического

подхода к оптимизации портфеля нефтегазовых активов КННК на основе

7

портфельной теории, позволяющего выявить резервы и найти пути повышения эффективности государственной энергетической стратегии Республики Корея (суверена/принципала) и ее агента - государственной нефтяной компании КННК.

Основные результаты исследования заключаются в следующем:

- обоснован комплексный подход к решению проблем развития государственной нефтяной компании РК - Корейской Национальной Нефтяной Компании (КННК) с учетом изменения государственного энергетического плана по развитию государственных энергетических компаний РК;

- разработан методологический подход к оптимизации портфеля инвестиционных активов КННК, повышающий вероятность достижения стратегической цели устойчивого развития компании;

- даны рекомендации в сфере стратегического планирования деятельности на уровне государственной нефтяной компании и Республики Корея в целом.

На защиту выносятся следующие основные положения:

1. Сравнительный анализ нефтяных компаний Китая, Японии и Республики Корея позволил выявить необходимость их адаптации к условиям деятельности на международном рынке. Ключевым для их устойчивого развития является повышение конкурентоспособности с помощью риск-менеджмента при управлении зарубежными активами.

2. Существующий механизм формирования стратегии развития государственных энергетических компаний в Республике Корея недостаточно учитывает факторы риска, возникающие при осуществлении инвестиционных решений нефтегазовых проектов по разведке и добыче. Предлагаемая автором методика на основе портфельной теории учитывает эти факторы при определении векторов альтернативной стратегии компании.

3. В рамках проведенного моделирования автором обоснована возможность

применения портфельной теории для разрешения проблемы роста КННК.

Разработан методологический подход для оптимизации портфеля

8

инвестиционных активов КННК, что повышает вероятность достижения стратегической цели КННК - устойчивого развития компании. Разработанный механизм оптимизации портфеля инвестиционных активов позволяет нефтегазовым компаниям, с одной стороны, повысить эффективность управления зарубежными активами, а с другой - определиться с выбором стратегических направлений развития предприятия.

4. Проведенные расчеты по оптимизации портфеля инвестиционных активов для повышения вероятности достижения стратегической цели КННК позволяют заключить следующее:

- факторы риска, такие как увеличение капитальных затрат и снижение цены на нефть, могут оказывать значительное негативное влияние на денежный поток активов;

- требуется достоверный учет и точная оценка перспектив добычи, т.к. до и после приобретения активов обнаруживается большая разница в значениях объемов запасов и добычи углеводородов, а также операционных и капитальных затрат;

- низкая эффективность активов, полученных путем слияния, в общей структуре портфелей свидетельствует о том, что для южнокорейской компании данный способ приобретения активов несет больше риска, чем долевое участие в проектах;

- каждый портфель, находящийся на границе эффективности, представляет оптимальный набор относительных долей активов, которые соответствуют стратегии развития компании.

Практическая значимость результатов диссертационного исследования. Результаты данного исследования могут быть использованы государственными нефтегазовыми компаниями и правительством Республики Корея в целях улучшения методов оценки и реструктуризации имеющегося инвестиционного портфеля, что позволит определить эффективные направления стратегии разработки зарубежных активов и отсечь финансово неэффективные такие направления.

Рекомендации, разработанные в данной диссертации, позволяют:

- найти оптимальную структуру портфеля нефтегазовых активов КННК, приобретенных в период 2008-2012 гг.;

- улучшить эффективность управления международными проектами КННК с учетом факторов риска;

- выбрать оптимальные направления стратегии для дальнейшего развития КННК после отказа от дальнейшей реализации стратегии экстенсивного роста.

Материалы диссертационного исследования могут использоваться для подготовки курса лекций, а также учебного пособия для специалистов в сфере функционирования международных энергетических рынков и анализа стратегий развития нефтегазовых компаний.

Апробация и внедрение результатов исследования. Основные положения диссертационного исследования докладывались автором на международных научных конференциях: «Student shale gas days» в AGH University of Science and Technology (Польша, Краков, 7-9 июня 2013 г.), «The Changing World of Natural Gas» в Высшей школе экономики (Москва, 28 сентября 2013 г.), X всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 09 октября 2013 г., автор признана лауреатом); 68-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2014» (Москва, 14-16 апреля 2014 г.), а также на международных конференциях, организованных Society of Petroleum Engineers (7th IPTC Conference, Катар, Доха, 19-21 января 2014 г.) и комитетом World Petroleum Congress 2014 (Москва, 15-19 июня 2014 г.). По теме диссертации было опубликовано 5 статьей в научных журналах «Нефть, газ и бизнес» и «Нефть России», рекомендованных ВАК.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов и рекомендаций, списка использованной литературы и трех приложений. Объем диссертационной работы - 147 страниц, включая 33 таблицы и 38 рисунков.

Глава 1. Теоретические основы стратегии развития государственной нефтяной компании

1.1. Теоретические аспекты формирования стратегии развития государственной нефтяной компании

В данный момент стратегия развития южнокорейских государственных энергетических компаний образуется на основе государственного энергетического плана, в последнее время подвергнутого критике населения страны из-за низкой эффективности деятельности южнокорейских компаний за рубежом. В связи с этим представляется необходимым корректировать стратегии развития компаний с учетом того, что направления их деятельности должны не только служить удовлетворению общественных интересов, но и приносить выгоду в условиях рыночной среды.

Однако, не все аспекты развития государственной нефтяной компании исследованы в науке достаточным образом. Дискуссии на эту тему - повод для критики энергетической политики предыдущего правительства республики [150], однако их участники, как правило, игнорируют некоторые характеристики нефтегазового бизнеса и роль государственных энергетических компаний в развитии промышленного сектора.

Для того, чтобы разработать стратегию развития государственной нефтяной компании, прежде всего, необходимо определить суть понятия "стратегия". В российской и зарубежной экономической литературе существует большое количество трактовок данного понятия.

По определению американского автора А. Чандлера, стратегия - это установление долгосрочных целей предприятия, программа действий и распределение ресурсов, которые необходимы для осуществления этих целей [85]. Он также подчеркивает, что анализ долгосрочной стратегии позволяет оценить в деталях структуру предприятия и направление развития его деятельности. Концепцию Чандлера развил И. Ансофф, указав на несоответствия между целями

компаний и условиями текущей действительности и разработав т.н. "анализ разрыва" [76]. По мнению И. Ансоффа предприятия должны вести деятельность так, чтобы идентифицировать «разрыв» между оптимизированным распределением, интеграцией ресурсов и текущей возможностью их распределения. Данный разрыв можно сократить с помощью стратегии.

А. П. Панкрухин определяет стратегию как ряд принципов деятельности организации и ее взаимосвязи с внешней и внутренней средой, а также как ряд основных целей организации и необходимых решений по выбору средств и инструментов, которые позволяют достичь этих целей. Исследователь уточняет, что стратегия отражается в структуре организации, системе ее ценностей, особенностях мотивации, конкурентной позиции и т. д [62].

М.Э. Сейфуллаева определяет стратегию как интегрированную совокупность действий, которые ведут к конкурентному устойчивому преимуществу перед партнерами-конкурентами. По мнению ученого, в ситуациях, связанных с высокой степенью неопределенности, стратегия, скорее всего, потребует принятия нестандартных решений, разработки различных вариантов действий компании [57].

Российские ученые Л.Г. Зайцева и М.И. Соколова определяют стратегию как комбинацию запланированных действий и быстрых решений по адаптации предприятия к новой ситуации, к новым возможностям получения конкурентных преимуществ и новым угрозам ослабления ее конкурентных позиций [18].

Основными компонентами для формирования стратегии любого предприятия являются сфера деятельности, выбор конкурентных преимуществ, приоритеты и стратегические цели. В частности, стратегические цели в нефтегазовом секторе - повышение объема нефтедобычи, увеличение ресурсной базы, чистой прибыли компании, капитализация выручки [2].

Многие ученые также уделяют большое внимание вопросам риска,

связанного с разработкой стратегии развития компании [4,10,19,67,118]. В

динамично изменяющейся среде вероятные риски могут расшатывать

стабильность перспектив деятельности компании поэтому при планировании

12

стратегии необходимо учитывать риски в качестве ключевых факторов возможных неудач. Исследования в данной сфере показывают, как важно при планировании и осуществлении проектов нефтегазовых компаний учесть все возможные риски.

По нашему мнению, формирование стратегических приоритетов государственных нефтегазовых компаний (далее - ГНК) находится в большой зависимости от энергетической политики государства. Государство зачастую отводит ГНК особую роль или сразу несколько ролей; нефтегазовая компания для страны - хранилище ресурсов, гарант энергобезопасности, источник получения прибыли и локомотив социально-энергетического развития. Кроме того, ГНК как национальное агентство выполняет социальные и некоммерческие задачи, поставленные государством для развития энергетики и экономики страны в целом.

Исходя из результатов проведенного нами анализа точек зрения зарубежных и российских ученых, мы предлагаем собственное определение стратегии развития государственной нефтяной компании. Так, по нашему мнению, стратегию развития государственной нефтяной компании можно определить как совокупность решений по выбору средств достижения поставленных целей и задач, ведущих, в свою очередь, к формированию необходимых условий для развития нефтегазовой отрасли страны и эффективного использования энергоресурсов.

Следуют отметить, что стратегии ГНК отличаются друг от друга в силу следующих факторов:

- уровень конкуренции на рынке, где они работают: в условиях ужесточенной конкуренции на рынке нефтегазовой промышленности поведение ГНК подразумевает стремление либо повысить эффективность их деловой деятельности до уровня крупнейших частных компаний, либо определить границы уровня конкурентных компаний [22];

- вид деятельности в цепочке ценности в нефтегазовой отрасли: Многие

ГНК проводят работу по одним или нескольким сегментам цепочки бизнеса,

начиная с геологоразведки и добычи до маркетинга нефтепродуктов на

13

внутреннем и международном рынке, чтобы усилить свои конкурентные преимущества. Традиционно основными видами деятельности ГНК являются разведка и добыча в странах, имеющих ресурсы. Но они также усиливают функцию нефтепереработки и маркетинга с целью увеличения общей выручки компании [65];

- уровень коммерческой ориентации и интернационализации: ГНК работают не только в стране базирования, но и в странах, где можно расширить нефтегазовые резервы согласно стратегии компании. В последнее время все больше и больше становится интернационализированных ГНК, выходящих на новую стадию развития: от традиционных ГНК на уровень международных частных нефтяных компаний (далее - МНК), которые доминировали на мировом рынке энергетики до 1970 гг. В настоящие время появляются наиболее конкурентоспособные ГНК не ограничивая себя не только в стране базирования, а также в различных регионах мира [89]. По данным 2014 г. [109] ГНК составляют 73% ведущих нефтегазовых компаний мира (табл.1.1).

Таблица 1.1 - Лидирующие нефтегазовые компании мира в 2013 г.

Ранг Название Страна базирования Тип компания

PIW компании (доля государства в активах корпорации)

1 Saudi Aramco Саудовская Аравия ГНК (100%)

2 NIOC Иран ГНК (100%)

3 CNPC КНР ГНК (100%)

4 Exxon Mobil США МНК

5 PDV Венесуэла ГНК (100%)

6 Shell Нидерланды МНК

7 BP Великобритания МНК

8 Gazprom Россия ГНК (50%)

8 Rosneft Россия ГНК (69,5%)

10 Chevron США МНК

Ранг PIW Название компании Страна базирования Тип компания (доля государства в активах корпорации)

11 Total Франция МНК

12 Petrobras Бразилия ГНК (28,7%)

13 KPC Кувейт ГНК (100%)

14 Pemex Мексика ГНК (100%)

15 Sonatrach Алжир ГНК (100%)

16 Lukoil Россия МНК

17 Adnoc ОАЭ ГНК (100%)

18 QP Катар ГНК (100%)

19 Sinopec КНР ГНК (73,49%)

20 Petronas Малайзия ГНК (100%)

21 INOC Ирак ГНК (100%)

22 Eni Италия ГНК (30,1%)

23 NNPC Нигерия ГНК (100%)

24 EGPC Египет ГНК (100%)

25 Surgutneftegas Россия МНК

26 Statoil Норвегия ГНК (67%)

27 Pertamina Индонезия ГНК (100%)

28 ConocoPhillips США МНК

29 ONGC Индия ГНК (69,23%)

30 Libya NOC Ливия 100%

Источник: Отчет еженедельника Petroleum Intelligence Weekly [109]

Преимуществом ГНК является государственная поддержка в привлечении

инвестиций в стратегические проекты по разведке и добыче нефти и газа,

требующие длительного срока окупаемости и чреватые высокими рисками. На

фоне национализации природных ресурсов ГНК могут легче получить доступ к

ресурсной базе в других странах путем сотрудничества с другими государствами

и ГНК, что открывает им, по сравнению с частными нефтяными компаниями,

больше возможностей для работы в секторе разведки и добычи ресурсов. Вместе с

15

тем, инвестирование ГНК больше зависит от внешней политики государства и стратегической концепции компании, нежели от актуальных коммерческих перспектив, что может привести к неэффективным результатам и рискам в дальнейшем инвестировании. Таким образом, государство может негативно повлиять на эффективность управления проектами [133].

В международном нефтегазовом секторе многие ГНК занимают лидирующие позиции по запасам и добыче углеводородов. Помимо успешных государственных компаний, таких как Statoil, Petronas, которые, заручившись поддержкой населения страны, получают в результате своей деятельности большую прибыль, существуют и такие как NNPC (Nigérian National Petrolem Corporation), PDVSA (Petroleum of Venezuela), которые терпят большие финансовые потери из-за неоправданной государственной политики [64].

Таким образом, главной задачей исследования деятельности ГНК является разработка методов и способов ее устойчивого развития. Теоретически, стратегия развития предприятия ориентирована на внешний и внутренний рост предприятия. Компания может достигнуть внутреннего роста путем увеличения товарной линии, приобретения технологий и т.д., а внешний рост может обеспечить деятельность, связанная с расширением сферы влияния компании посредством горизонтальной интеграции, т.е. слияния с другими компаниями [17]. Вместо того, чтобы фокусировать внимание на каком-то одном из видов деятельности в нефтегазовой отрасли, многие ГНК расширяют свою деятельность, занимаясь, помимо разведки и добычи ресурсов, нефтепереработкой и продажей нефтепродуктов. Некоторые частные японские и государственные южнокорейские нефтяные компании, имеющие небольшие запасы нефти и газа, помимо участия в проектах по разведке и добыче углеводородов, занимались реализацией переработанных нефтепродуктов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ро Джин Сун, 2016 год

Библиографический список

1. Адизес И. Управление жизненным циклом корпорации (англ. Managing Corporate Lifecycles). СПб, 2008.

2. Амбарцумян А.К. Сравнение стратегий нефтяных компаний и оценка их эффективности, Мировая экономика и международные экономические отношения, 7(56) 2009.

3. Андреев А.Ф., Синельников А.А. Управление инновационными процессами на предприятиях нефтегазового комплекса. - М.: Макс Пресс, 2008.

4. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Саркисов А.С. Оценка эффективности и рисков инновационных проектов нефтегазовой отрасли. М.: Макс Пресс, 2007.

5. Андреев А.Ф. Зубарева В.Д., Саркисов А.С. Проектные риски в нефтегазовой промышленности. М.: Нефть и газ, 2005.

6. Андреев А.Ф., Степин Ю.П., Трахтенгерц Э.А. Математическое и алгоритмическое обеспечение компьютерных систем поддержки принятия управленческих решений в нефтегазовой промышленности. - М.: Нефть и газ, 2005.

7. Астахов А.С., Миловидов К.Н. Менеджмент нефтегазовой компаний. - М.: Недра. 2008.

8. Амбарцумян А.К. Сравнение стратегий нефтяных компаний и оценка их эффективности, Мировая экономика и международные экономические отношения, №7, 2009.

9. Бархатов В.Д. Механизм управления портфелем международных нефтегазовых проектов: автореферат диссертации канд.экон.наук. - М., 2013.

10.Белова М.А. Системный анализ сравнительной конкурентоспособности поставок российской нефти на международные рынки: Диссертация канд. экон. наук. - М., 2005. -152 с.

11.Белогорьев А.М. Новые вызовы и старые проблемы долгосрочного государственного стратегирования в газовой отрасли России, XII Международный форум «Газ России», М., 2014.

12. Бланк И.А. Инвестиционный менеджмент: Учебный курс. - К.: Эльга-Н, Ника-Центр, 2001. - 448 с.

13.Будушуев В.В., Конопляник А.А., Миркин Я.М. Цены на нефть: Анализ, тенденции, прогноз. - М.: ИД «Энергия», 2013. - 344с.

14.Бусленко Н.П., Голенко Д.И., Соболь И.М., Срагович В.Г., Шрейдер Ю.А. Метод статистических испытаний (метод Монте-карло). - М.: Физматгиз, 1962.

15.Вигери П., Смит С. Рост бизнеса под увеличительным стеклом. - М.: Манн, Иванов и Фербер, 2008. - 272 с.

16.Ермилов О.М. Миловидов К.Н., Чугунов Л.С., Ремизов В.В. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М.: Наука, 1998.

17.Зайнуллина М.Р. Оценка экономической эффективности горизонтальной интеграции предприятий, Казань, 2006.

18. Зайцев Л.Г. Соколова М.И. Стратегический менеджмент. М.: Экономисть, 2005.

19. Зубарева В.Д. Проблемы комплексной экономической оценки проектных решений в нефтегазовой промышленности: Диссертация докт. экон. наук. -М.,2001.- 353 с.

20. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности. - М.: Нефть и газ, 2000.

21. Иванов Ю.В. Организация и экономика предприятия на разных этапах жизненного цикла, - Дубна: Проблемы региональной экономики. 2008.

22. Карпов А.Л. Стратегическое и тактическое в конкурентном поведении предприятия, Проблемы современной экономики, N 2 (34), 2010 http: //www.m-economy.ru/art.php?nArtId=3100

23. Кондратьева А.Н. Анализ ценовых индикаторов при продаже краткосрочных партий СПГ - Презентация на Конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика), 2013.

24. Конопляник А.А. От монополии к конкуренции, Об основных закономерностях развития рынков нефти и газа // Нефть и Капитал, 2002, №3. С.16-19.

25.Китай очищает нефть от коррупции, Коммерсантъ, 02.09.2013

26. Лахметкина Н.И. Инвестиционная стратегия предприятия, КНОРУС, 2006.

27.Ленкова О.В., Осиновская И.В., Пленкина В.В., Технология оптимизации корпоративного портфеля нефтегазовых компаний, Фундаментальные исследования, 2012

28. Лобода Д.Л. Новые методы оценки рисков кредитного портфеля, Башвська справа, 2012.

29.Матиив В.М. Методы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий и увеличения нефтеотдачи с учетом риска и неопределенности: Диссертация канд. экон. наук. - М. 2009.

30.Матиив В.М. Принципы построения адаптивных моделей нефтегазовых проектов для оценки экономической эффективности // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом - №10, 2009.

31.Матиив В.М. Разработка оптимальных управленческих решений на основе портфельной теории // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - №9, 2007.

32.Матиив В.М. Эффективность применения водогазового воздействия с использованием насосноэжекторных систем (при разработке газоконденсатных месторождений) // Нефть, газ и бизнес - №10, 2012 стр.36.

33.Миловидов К.Н. Критерии и методы оценки эффективности воспроизводства запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1979.

34.Миловидов К.Н., Применова Н.А. Об организации и финансировании разработки новых технологий в зарубежных нефтегазовых компаниях // Проблемы экономики и управления нефтеотдачи пластов 2006. № 7.

35.МЭА. зарубежные инвестиции Китайских государственных нефтяных компаний, 2011.

36.МЭА. Инвестиции китайских государственных нефтяных компаний: выходим на мировой рынок энергии, Журнал МЭА, выпуск 7, 3 ноября 2014, http://www.iea.org/ieaenergy/issue7/chinese-national-oil-companies-investments-going-global-for-energy.html

37. Отчет по устойчивому развитию КННК 2013

38. Официальный сайт компании «Лукойл» http://www.lukoil.ru

39. Официальный сайт компании «CNPC» http://www.cnpc.com.

40. Официальный сайт компании «Dana Petroleum» http://www.dana-petroleum.com

41. Официальный сайт компании «Harvest Energy» http://www.harvestenergy.ca

42. Официальный сайт компании «INPEX» http://www.inpex.co.jp/english/

43. Официальный сайт компании «JOGMEC» www.jogmec.go.jp.

44. Официальный сайт компании «KOGAS» http://www.kogas.or.kr/

45. Официальный сайт компании «KNOC» http://www.knoc.co.kr/

46. Официальный сайт компании «KORES» http://www.kores.or.kr

47. Официальный сайт компании «ONGC» http://www.ongcindia.com

48. Официальный сайт компании «Repsol» http://www.repsol.com

49. Официальный сайт компании «Statoil» http://www.statoil.com

50.Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 г., ИНЭИ РАН и Аналитический центр при Правительстве РФ, апрель 2014 г.

51. Прогнозирование спроса потребления энергии РК, Корейский институт экономики и энергетики, дек., 2013.

52.Райфа Г. Анализ решений (введение в проблему выбора в условиях неопределенности). - М.: Наука, 1977.

53. Ро Д.С., Государственная энергетическая стратегия в Республике Корея // Нефть, газ и бизнес. -№2, 2014. - С. 16-21.

54. Секретариат Энергетической Хартии. Цена энергии: международные механизмы формирования цен на нефть и газ, М., 2007.

55. Симонова В.А. Формирование эффективности структуры активов предприятия // Экономические Науки. - 2009. №12. - С.232-236

56. Синявская О.А. Модели и методики многокритериальной портфельной оптимизации // Аудит и финансовый анализ. - 2007. - №1. - С. 418 - 427

57. Сейфуллаева М.Э. Международный менеджмент: учебное пособие. М:. КНОРУС, 2011. - 232 с. С 106.

58. Семыкина О.Ф. Факторы увеличения инвестиционной активности предприятия: системный подход // Экономические науки 2006

59. Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов в условиях риска и неопределенности (теория ожидаемого эффекта). - М.: Наука. 2002.

60. Смоляк С.А. Оценка эффективности проектов в условиях нечеткой вероятностной неопределенности // Экономика и математические методы. -2001. Том.37. - №1.

61. Соболь И.М. Метод Монте-Карло. - М.: Наука, 1968.

62.Панкрухин А. П. Маркетинг территорий / А. П. Панкрухин. - 2-е изд., доп. -СПб.: Питер, 2006. - 416 с.

63.Поплавская В.А. Оценка стратегии развития предприятия радиоэлектронной промышленности // Экономический анализ: теория и практика, 2008, N 21

64.Пусенкова Н.Н. Национальные нефтяные компании: мифы и реальность, ИМЭМО РАН, 2013

65. Уважаев А.Н. Дисс. к.э.н. Экономический механизм поддержки развития сегмента "Переработка" в нефтяной промышленности России, Санкт-Петербург, 2013

66.Уильям Ф.Ш., Гордон Д.А., Джеффри В. Бейли. Инвестиции. М.: Инфра-М, 2001.

67. Ушакова Н. Роль риска и неопределённости в разработке стратегии развития компании, Инженерный журнал: наука и инновации, 2014 г., http: //engj ournal. ru/catalog/mathmodel/social/1286. html

68. Форекс портал для профессионалов, Цены на нефть марки WTI, http: //www. forexmaster. ru/traders/commodity/cl. html

69.Хургин Я.И. Проблемы неопределённости в задачах нефти и газа. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.

70.Цыганкова С.П., Морогов А.А. Международные аспекты энергетической стратегии современной Японии, Уральское востоковедение. №4 2011.

71.Шаломицкий А.Г. Теория риска. Выбор при неопределённости и моделирование риска. М.: Издательский дом ГУ ВШЭ, 2005.

72.Шарифоф В.С. Стратегия развития крупной нефтяной компании и механизм ее взаимодействия с малым и средним бизнесом: Автореферат диссертации док. экон. наук. - М., 2000. - 46 с.

73. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. М., 2009 г.

74. A conspiracy of Buyer, The Russian Energy, September 30, 2013

75.Allan P.D. "Probabilistic Portfolio Analysis." Oil & Gas Journal http://www.ogfj.com/articles/print/volume-11/issue-8/features/software-technology/probabilistic-portfolio-analysis.html

76.Ansoff I. "for Corporate Strategy." McGrew Hill, New York, 1965

77.April J., Glover F. and Kelly J. "A simulation optimization system for project portfolio planning" proceedings of the 2003 Winter Simulation Conference 2003, Chick S., Sanchez T., Ferrin D., and Morrice, eds.

78.Awerbuch S., Spencer Y. "Energy security and diversity in the EU: A mean variance portfolio approach." International Energy Agency, Paris, 2003.

79.Basak S., Marakov D. "Competition among Portfolio Managers and Asset Specialization." 3rd International Moscow Finance Conference, 9 November 2013

80.Bhattacharya A., Kojima S. "Power sector investment risk and renewable energy: A Japanese case study using portfolio optimization method." Energy Policy, 2012, Vol. 40, p.69-80.

81.Better M., Glover F. "Selecting project portfolio by optimizing simulations." University of Colorado. 2004.

82.BP Energy Outlook 2035 China, 2013.

83. Boston Consulting Group Energy, "Тяжелая нефть: проблемы и возможности", июня 2011

84. ChinaAbout.net. April 25, 2013. "Liabilities of China National Petroleum Corporation (CNPC) increased by 80% in four years to 988.1 billion yuan of US $158.1 billion." http://www.chinaabout.net/liabilities-china-national-petroleum-corporation-cnpc-increased-80-years-988-1 -billion-yuan-158-1 -billion/

85. Chandler A. "Strategy and Structure: Chapters in the history of industrial enterprise." Doubleday, New York, 1962.

86. Chorn L., Dusterhoft R. 2014. Halliburton. "Integrating Unconventional Resource Opportunities into an Exploration and Production Portfolio." SPE-170681-MS In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Amsterdam, 27-29 October, SPE71421, p.14

87. Comparative assessment of the federal oil and gas fiscal system. IHS CERA, 2011.

88.David Wood Energy Institute. Presentation "Portfolio management of oil and gas assets" at KNOC, 2012.

89.Dudley B. Presentation, World Petroleum Congress, 2012.

90.DuJames R. DuBois. 2014. "An Investigation of Risk and Probability in a Portfolio Management Contex." In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Amsterdam, 27-29 October, SPE71421, p.12

91.Energy Statistics of OECD countries 2013, IEA, Paris Cedex, 2013.

92. Global oil and gas transactions review 2013, Ernst & Young, 2013.

93.Hartley P., Medlock III. K.B. "A Model of the Operation and Development of a National Oil Company." The James A.Baker III Institute for Public Policy Rice University, March 2007

94. Howell I. John and Tyler A Peter, Using Portfolio Analysis to Develop Corporate Strategy - Conference Paper, SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, 2-3 April, 2001, Dallas, Texas.

95.INPEX Corporation, Medium-to long-term vision of INPEX, , May 2012.

96.Jansen, J.C. et al, Application of portfolio analysis to the Dutch generating mix reference case and two renewable cases: year 2030 - SE and GE scenario, ECN-C-05-100, 2006.

97. Jiang J. Chinese national oil companies' investments: going global for energy, IEA, 3 Nov., 2014 http://www.iea.org/ieaenergy/issue7/chinese-national-oil-companies-investments-going-global-for-energy.html

98. John I. Howell III. Peter A. Tyler. 2001. Using Portfolio Analysis to Develop Corporate Strategy. In: SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, SPE68576, Dallas, Texas, 2-3 April, 8p.

99. Johnson D. and Johnson D. Introduction to Oil Company Financial Analysis, PennWell Publishing Company, 2006, p.447.

100. Kim H., Shin E., Chung Wo., Energy Demand and supply, energy policies, and energy security in the Republic of Korea: Energy Policy No.39, 2011.

101. KNOC 2014 Sustainability Report: Creating Value Beyond Energy

102. KOGAS 2013 Sustainability Report: Better Energy, Better World

103. Koyama K., Presentation "Energy policy challenges for Japan, US energy independence and Asia's growing import dependence" at KNOC, 2013.

104. Markowitz H.M., Portfolio Selection: Journal of Finance, 1952, Vol.VII, No.1, March, p. 77-91.

105. Megill R.E. An introduction to risk analysis. Second edition. PennWell Publishing Company, 1992, p.271.

106. Oil and gas fiscal regimes of the western Canadian provinces and territories, Albert Resource Development, 1999.

107. Oil and Gas Tax Guide for Africa 2013, PWC, 2013.

108. Peersmann R.H.E. Martin and Floris J.T. Frans, E&P decision support system for asset management, The American Association of Petroleum Geologists, 2000.

109. Petroleum Intelligence Weekly, Top 100 Ranking of the World's Oil Company 2013.

110. Porter M.E., Compatetive Advantage: Creating and Sustaining Superior Performance, Free Performance, 1985.

111. Porter M.E. The Five Competitive Forces That Shape Stretegy, Harverd Business Review, 1970, https://hbr.org/2008/01/the-five-competitive-forces-that-shape-strategy/ar/1

112. Presentation "Dana petroleum portfolio management" for KNOC, Dana Petroleum, January 2013.

113. Rose Peter R. Risk analysis and management of petroleum exploration ventures. The American association of petroleum geologists, 2002, p.164.

114. Rose Peter R. Risk analysis of petroleum exploration ventures by modern corporations: A report commissioned by Japan national oil corporation, 1997, p.102.

115. Roy K.J. Hydrocarbon assessment using subjective probability and Monte Carlo Methods, in Grenon, M., ed., Methods and Models for Assessing Energy Resources: Proceedings of the First IIASA Conference on Energy Resources: International Institute for Applied Systems Analysis, Luxemburg, Austria, 1975.

116. Statistical Review of World energy 2014 Workbook, BP, June 2015.

117. Stern Jonathan P., Yafimava K. European Gas: hub pricing, regulatory developments and international pressures. Skolkovo Seminar November 21, 2013, Skolkovo Energy Center.

118. Stevens P. "Oil Market" Oxford Review of Economic Policy 21(1), p.19-42, 2005

119. Tordo S., Tracy B.S., Arfaa N., National Oil Companies and Value Creation, World Bank Working Paper No.218, 2011, 148 p.

120. Toyoda M., Energy Polices in Japan: Challenges after Fukushima, Institute of Energy Economics (IEEJ), 2013.

121. US E&P Benchmark Study, Ernst & Young, June 2012.

122. Wu G., Wei Y., Fan Y., and Liu L., An empirical Analysis of the ris of crude oil imports in China using improved portfolio approach, 2007, Energy Policy, Vol.35, p. 4190-4199.

123. Wood Mackenzie, Presentation at KOGAS, 2012.

124. World Energy Investment Outlook. OECD/IEA, Paris Cedex, 2012.

125. World Energy Outlook. OECD/IEA, Paris Cedex. 2012.

126. Worldwide Fossil-Fuel CO2 Emissions, Carbon Dioxide Information Analysis Center, U.S. Department of Energy,

http : //cdiac.ornl. gov/trends/emis/meth_reg.html

127. ^ ^7^3 ^

FDI ^ ^ ^-3773^37 7 15 ^ 7 1 S

2012

128. 77à, ^ ^^ ^43 7€à4

^ 777^7 W 7 12 ^ 7 2 S, 2013

129. 7, KEEI 777^7^, 777^7W€, 2013

130. ^3 ^74 2013

131. 777 W

4^7 ^47, , ^^s,

2013

132. ^7^7 ^7 ^77^ 7^7 774,

7 5 4 7 2 S, 2012

133. £^7, ^447^7^ 44, KEEI, 2010

134. 77^, LNG 47474 47-W74 IHt^^ 477

44, 7^44^7 12-05, 77777444, 2012

135. 777 444 44, 4^4444, 2013

136. 7774^ ^ ^7, 4^4444, 2014

137. E&P 44 4^44(4), 4474^4 2011

138. E&P 4744 4 ^7(4), 4474^4, 2013

139. INPEX ^747 #444 M, 4474^4, 2011

140. 2013 777 ^74^, 4^4444, 77777444, 2013

141. 714, *fl34474 44 4 471, *fl34474^, 2012

142. 3^, —Щ ЗЩ^

2013

143. 3^ Щ, ^^ ^ ^—4^4 ^

^ША ЗЩ 2012

144. Щ 2 4 ^ЦА А^ 2014.

145. Щ 4, 5 4 2010, 2014

146. Щ 6 4 ^^^(2013-2027), 2013

147. —Щ ^^ ^^ ^ША

^ ^ША ЗЩ 2010

148. —Щ—3^44 Statoil Щ З^и 2014

149. KNOC ^Щ#4Щ4 34^ Я^4 KPMG ^ 2012

150. ^АЩ 21, 29 ^7 А^ 3.8%, http://h21.hani.co.kr/arti/politics/politics_general/38961.html

151. , -—^71^77^ ^А, 434/^ 3477^ 343Я^А, 2014.3

152. 343Я^А, , М&А А4 434/^ 3477^ 343Я^А, 2013,12

153. 2010

154. ^—ЗЩАЗ, 2014 СТАТЬИ АВТОРА

155. Ро Д.С. Государственная энергетическая стратегия в Республике Корея // Нефть, газ и бизнес. - 2014. №2. - стр.16-21

156. Ро Д.С., Матиив В.М. Формирование стратегий развития государственных нефтяных компаний на основе портфельной теории // Нефть, газ и бизнес. - 2014. №5. - стр. 10-14

157. Ро Д.С. Актуальные проблемы азиатских нефтегазовых компаний на примере СМРС (Китай), КШС (Республика Корея), ШРЕХ (Япония) // Нефть, газ и бизнес. - 2014. №6. - стр. 29-34

158. Ро Д.С., Белова М.А. Чей СПГ слаще // Нефть России - 2011. №2. - стр.5559.

159. Ро Д.С., Матиив В.М. Через тернии к энергобезопасности // Нефть России - 2014. №5. - стр.60-64.

Приложение А. Характеристика активов КННК, выбранных для расчета

в данной работе

1. Апког в США

Рисунок А.1 - Схема расположения нефтегазовых месторождений Ankor

В связи с изменением своей стратегии КННК (80%) совместно с другими корейскими компаниями «Samsung», «Kim» (20%) приобрела лицензию на разработку блока «Ankor» американской компании «Taylor Energy», которая ведет работу на шельфе Мексиканского залива. Это является первым успешным примером сделок по слиянию и поглощению нефтегазовых активов, осуществленных КННК. Дочерняя компания «Ankor E&P Holdings», принадлежащая КННК, создала «Ankor Energy» для осуществления работ над этим проектом. Компания начала работать в марте 2008 г. Во время приобретения

суточная добыча составляла 12,5 тыс. барр. за сут., но по данным на март 2014 г. она снизилась до 5,7 тыс. барр. за сут.

2. Savia Peru в Перу

Рисунок А.2 - Схема расположения нефтегазовых месторождений Savia Peru

В феврале 2009 г. КННК приобрела 50% акции «Petro-Tech» (другие 50% принадлежат государственной нефтяной компании Колумбии «Ecopetrol»). В 2010 г. название компании изменилось на «Savia Peru». Это позволило компании расширить сферу деятельности в регионе Латинской Америки и обеспечить суточную добычу 12 тыс. барр.. В настоящее время компания «Savia Peru» ведет работу на 10 эксплуатационных и 1 добывающей скважинах, которые составляют 75% от общих оффшорных скважин в Перу.

Однако за последние 5 лет индикаторы состояния компании Savia Peru показывают не такие, как в момент заключения сделки, положительные результаты работы, т.к. реальный объем добычи нефти и газа оказался ниже

ожидаемого из-за снижения дебита добывающих скважин. Кроме того, проведение геологоразведочных работ осложнились задержкой правительством Перу выдачи разрешений на проведение дополнительных работ «Savia Peru».

3. Harvest Operation Corp. в Канаде

Harvttt BUckOold

Рисунок А.3 - Схема расположения нефтегазовых месторождений Harvest

В 2009 г. КННК поглотила 100% компании «Harvest Energy», которая является одной из крупнейших энергетических компаний в Канаде. Harvest добывает около 60 тыс. барр. за сут. нефти и газа в штате Альберта, занимаясь также переработкой, хранением и транспортировкой нефти в провинции Саскачеван, Британская Колумбия. Кроме того, Harvest управляет НПЗ «North Atlantic» на востоке Канады с мощностью 115 тыс. барр. за сут. и хранилищем (7 млн. барр.).

Основными сферами деятельности компании являются разведка и разработка нефтяных песков и метана угольных пластов, повышение нефтеотдачи

с помощью передовых технологий, в том числе закачивания воды, закачки диоксида углерода, горизонтального бурения и многоступенчатого гидроразрыва пласта.

Тем не менее, факторами, препятствующими развитию компании, являются снижение объема добычи от наводнения в штате Альберта, утечка нефти из нефтепровода в северном регионе Канады, а также падание маржи нефтепереработки на собственном НПЗ.

4. 8ишЬе в Казахстане

Рисунок А. 4 - Схема расположения нефтегазовых месторождений Sumbe

В декабре 2009 г. КННК приобрела 85% нефтяной компании «Sumbe», имеющей лицензию на разработку двух блоков «Arystan», «Kulzhan» на западе Казахстана. Добыча началась в 2010 г. на блоке «Arystan» и на «Kulzhan» в 2011 г.

В настоящее время суммарная суточная добыча составляет около 6 тыс. барр./сут. нефти.

Таблица А.1 - Характеристика проектов «Sumbe»

Наименование блока Тип контракта Площадь участка в акрах Добыча в 2013 г. (барр./сут.нефти) Стадия проекта

Arystan Концессия 623 3 600 Геологоразведка

Kulzhan Концессия 19 2 100 Добыча

По данным апреля 2014 г. КННК

5. Dana Petroleum в Великобритании

Norway |

United Kingdom ■ Netherlands I

I Cameroon

Рисунок 5. Схема расположения нефтегазовых месторождений Dana

*

В 2010 г. КННК совершила недружественное поглощение британской компании «Dana Petroleum», стоимость которой в данный момент оценивается в 4

млрд. долл. США. В Р. Корея это является первым примером успешной сделки по силовому поглощению зарубежной компании. Оно позволило КННК расширить свою деятельность от Европы до Африки.

Эта сделка считается успешной, т.к. объемы добычи и запасы нефти и газа после осуществления сделки возросли. На рост добычи повлияло то, что проект на стадии разработки в Египте перешел на стадию добычи; увеличение запасов на 8,7 млн. б.н.э. связано с успешным проведением геологоразведочных работ.

Тем не менее, нелегкой оказывается разработка газовых месторождений на шельфе Северного моря из-за ряда административно-инфраструктурных проблем, которые в последнее время привели к снижению объема добычи газа.

6. ЛШш в Казахстане

Рисунок 6. Схема расположения нефтегазовых месторождений Altius

В марте 2011 г. КННК приобрела 95% казахстанской компании «Altius International Holding B.V.», ведущей работу в регионе казахских городов Актобе и Атырау.

Однако, ряд технических и инвестиционных проблем, возникших в 2011-12 гг., препятствует добыче нефти на 11 скважинах. Объем добычи значительно снизился по сравнению с ожидаемым на момент приобретения компании. Также в результате незапланированного строительства производственных сооружений выросли эксплуатационные затраты.

Проекты 7,8,9,10,11,12 управляются вышеописанными дочерними компаниями «Ankor», «Harvest», «Dana» и в этом приложении отдельно не рассматриваются.

13. Eagle Ford в США

Риснок А.7 - Схема расположения нефтегазовых месторождений Eagle Ford,

принадлежащих КННКу

С целью получения доступа к ресурсной базе сланцевых углеводородов КННК приобрела 23,7% доли участия в проекте разработки месторождения «Eagle ford», которое находится в бассейне Маверик на юге штата Техас.

Оператором и владельцем лицензии проекта является Anadarko Petroleum Corporation. КННК купила свою долю за 1,55 млрд. долл. США в апреле 2011 г.

Продукция, добытая из данного месторождения, состоит из нефти (36%), газа (31%) и газоконденсатных жидкостей (33%). Суточная добыча составляет 35,2 тыс.б.н.э. за сут.

14. El Paso Energy в США

В 2012 г. КННК сформировала консорциум во главе с американской компанией Apollo Global Management и наряду с другими партнерами -«Riverstone Holdings» и «Access Industries» - приобрела 14,99% доли «El Paso Energy», являющейся дочерней компанией «El paso». Поскольку компания El paso проводит свою работу в месторождениях различных нетрадиционных видов углеводородных ресурсов, данный нефтегазовый актив позволяет КННК разрабатывать нетрадиционные активы на рынке США.

Приложение Б. Исходные данные для расчета ожидаемого ЧДД активов,

рассматриваемых в данной работе

Таблица Б. 1 - Учтенные затраты для расчета в главе 3.2

Проект (страна)/ОЧДД Затраты (диапазон затрат)* Пояснения/Допущения к определению затрат

1.Лnkor (США, мексиканский залив)/ 147362776,8 долл.США Операционные расходы: 15 (7-27) долл .США/барр. *Равномерное распределение (мин: 7 долл.США/ барр., макс: 27 долл.США/барр.) Страховки, затраты на рабочую силу, производственные затраты, налог у источника выплаты и т.п.

Капитальные Расходы: 18 (10-24) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 10 долл.США/барр., макс: 24 долл.США/барр.) Административно-управленческие расходы, затраты на бурение, затраты на поисково-разведочные работы, стоимость ликвидации скважины, налоги

Условия при приобретении актива

Запас: 50 млн. барр., суточная добыча:12 тыс. барр,стоимость приобретения: 878 млн. долл. США Ставка дисконтирования: 5%

Основные учтенные налоги** • Роялти: 18,75% от выручки проекта; • Налог на прибыль: 35% налогооблагаемого дохода за минусом амортизации; • Налог у источника выплаты: 30% от денежного потока по проекту после уплаты налогов (включен в операционных расходах)

Проект (страна)/ОЧДД Затраты (диапазон затрат)* Пояснения/Допущения к определению затрат

2.Savia Peru (Перу, оффшорные месторождения)/ 1404103145 долл.США Операционные расходы: 33 (31-36) долл.США/барр. *Равномерное распредление (мин: 31 долл.США/барр., макс: 36 долл.США/барр.) Производственные затраты, административно-управленческие расходы, страховки т.п.

Капитальные Расходы: 12 (9-25) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 9 долл.США/барр., макс: 25 долл.США/барр.) Затраты основных средств (например, затраты на бурение), стоимость ликвидации и глушения скважин т.п.

Условия при приобретении актива

Запас: 76 млн. барр., суточная добыча:7 тыс. барр., стоимость приобретения: 646 млн. долл. США Ставка дисконтирования: 10%

Основные учтенные налоги • Роялти (%): 5%+((суточная добыча*0,001-5)*((20-5)/(100-5))); • Налог на прибыль: 30% налогооблагаемого дохода за минусом амортизации; • Трудовой налог: 5% от прибыла за минусом амортизации

Проект Затраты Пояснения/Допущения

(страна)/ОЧДД (диапазон затрат)* к определению затрат

3.Harvest Операционные расходы: 20 (18-22) Страховки, затраты на рабочую силу*,

(Канада, долл.США/барр. производственные затраты, налог у источника

Альберта)/ *Равномерное распределение (мин: 18 выплаты и т.п. В частности, затраты на рабочую

222648164,8 долл.США/барр., макс: 22 долл.США/барр.) силу выросли в первые 3 года для перевода

долл.США сотрудников КННК в Канаду.

Капитальные Расходы: 25 (24-26) долл. Административно-хозяйственные расходы,

США/барр. затраты на бурение, затраты на поисково-

*Равномерное распределение (мин: 24 разведочные работы, стоимость ликвидации

долл.США/барр., макс: 26 долл.США/барр.) скважины, налоги и т.п.

Условия при приобретении актива

Запас: 199 млн. барр., суточная добыча: 48 тыс. барр., стоимость приобретения: 3970 млн. долл. США

Ставка дисконтирования: 10%

Основные учтенные налоги

• Роялти (проценты привязаны к объему добычи нефти и газа и сопоставимой цене на нефть): формула -

5%+((суточная добыча-5)*((20-5)/(100-5)));

• Федеральный налог: 16,5% налогооблагаемого дохода за минусом амортизации;

• Провинциальный налог: 10% налогооблагаемого дохода за минусом амортизации после уплаты федерального

налога

4.Sumbe Операционные расходы: 20 (7-27) Налоги на пользование недрами (Бонус, налог

(Казахстан, долл. США/барр. на прибыль, налог на экспорт т.п.), затраты на

Нефтяные *Равномерное распределение (мин: 7 транспортировку, добычу нефти.

месторождения долл.США/барр., макс: 27долл.США/барр.)

на суше)/ Капитальные Расходы: 16 (10-24) Затраты на бурение, гидродинамическое

142627318,7 долл. США/барр. исследование, капитальный ремонт,

долл.США *Равномерное распределение (мин: 10 долл.США/барр., макс: 24 долл.США/барр.) подготовку площади и дорог, планирование и экологическую оценку

Условия при приобретении актива

Запас: 49 млн. барр., суточная добыча: 1 тыс. барр., стоимость приобретения: 285 млн.долл.США,

Ставка дисконтирования: 10%

Основные учтенные налоги

• Роялти: 5-20% от выручки от экспорта нефти в зависимости от объема добычи; • Рентный налог на экспорт: 0-32% зависимо от мировой цены на нефть; • Экспортная пошлина: 8,04 долл.США/ барр.(60 тонн/барр.) • Налог на прибыль:20% налогооблагаемого дохода за минусом амортизации

Проект (страна)/ ОЧДД Затраты (диапазон затрат)* Пояснения/Допущения к определению затрат

5.Бапа (1.Великобритания, 2.Нидерланды, 3. Норвегия, 4. Египет)/ Операционные расходы: 17,44 (15,69-19,18) долл.США/барр. *Равномерное распределение (мин: 15,69 долл.США/барр., макс: 19,18 долл.США/барр.) Страховки, затраты на рабочую силу*, производственные затраты, налог у источника выплаты и т.п.

1362733949 долл.США Капитальные Расходы: 8 (7,2-8,8) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 7,2 долл.США/барр., макс: 8,8 долл.США/барр.) Административно-хозяйственные расходы, затраты на бурение, затраты на поисково-разведочные работы, стоимость ликвидации скважины, налоги и т.п.

Условия при приобретении актива

Запас 244 млн. барр.

Суточная добыча 48 тыс. барр.

Стоимость приобретения 3970 млн. долл.США

Ставка дисконтирования 8% для проектов внутри Европы 10% для проектов в внеевропейских странах

Основные учтенные налоги

1. Великобритания (Северное море) • Налог на прибыль: 30% от выручки за минусом амортизации; • Дополнительный налог на прибыль: 32% от выручки за минусом финансовых затрат, надбавки в полевых условиях. 2. Нидерланды (Северное море) • Налог на прибыль: 25,5% от выручки за минусом амортизации и т.п.; • дополнительный налог на прибыль: 50% от выручки за минусом амортизации и налога прибыла; • Налог у источника выплаты: 15% от денежного потока по проекту после уплаты налогов 3. Норвегия • Налог на прибыль: 28% от выручки за минусом амортизации • Дополнительный налог на прибыль: 50% от выручки за минусом амортизации и налога прибыла 4. Египет • Налог на прибыль: 20% от выручки за минусом амортизации

Проект Затраты Пояснения/Допущения

(страна)/ ОЧДД (диапазон затрат)* к определению затрат

6. Altius Операционные расходы: 41 (30-72) долл. Налоги на пользование недрами (Бонус, налог на

(г. Актау, США/барр. прибыль, налог на экспорт т.п.), затраты на

Казахстан, *Равномерное распределение (мин: 30 транспортировку, добычу нефти.

Месторождения на долл.США/барр., макс: 72

суше)/ 170583797,5 долл .США/барр.)

долл.США Капитальные Расходы: Затраты на бурение, гидродинамическое

17 (10-24) долл. США/барр. исследование, капитальный ремонт, подготовку

*Равномерное распределение (мин: 10 площади и дорог, планирование и экологическую

долл.США/барр., макс: 24 оценку

долл .США/барр.)

Условия при приобретении актива

Запас: 54 млн.барр., суточная добыча: 8 тыс. барр., стоимость приобретения: 489 млн. долл. США, ставка

дисконтирования: 10%

Основные учтенные налоги

• Роялти: 5-18% от выручки от выручки нефти в зависимости от объема добычи;

• Рентный налог на экспорт: 0-32% зависимо от мировой цены на нефть;

• Экспортная пошлина: 8,04 долл. США/ барр.(60 тонн/барр.)

Налог на прибыль: 20 % налогооблагаемого дохода за минусом амортизации и выплаты налогов

7. Redwater Операционные расходы: 20 (18-22) долл. Аналогичные условия

(Канада, США/барр., налогообложения применены как для

Альберта)/ *Равномерное распределение (мин: 18 Harvest

17 579 059 долл.США/барр., макс: 22 долл.США/барр.).

долл.США Капитальные Расходы: 25 (24-26) долл. США/барр.

*Равномерное распределение (мин: 24

долл.США/барр., макс: 26долл.США/барр.)

Условия при приобретении актива

Запас: 2 млн.барр., суточная добыча: 0,9 тыс. барр., стоимость приобретения: 27 млн. долл. США, ставка

дисконтирования: 5%

Источник: учтенные затраты (операционные и капитальные)* и условия при приобретении актива - внутренние данные КННК; основные учтенные налоги** -Global oil and gas tax guide 2013 EY и PWC Oil and Gas Tax Guide for Africa 2013; Значение ОЧДД - составлено автором

Проект (страна)/ ОЧДД Затраты (диапазон затрат)* Пояснения/Допущения к определению налогов

8. Redearth (Канада, Альберта)/ 15538276,1 долл.США Операционные расходы: 20 (18-22) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 18 долл.США/барр., макс: 22 долл.США/барр.) Капитальные расходы: 25 (24-26) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 24 долл.США/барр., макс: 26 долл.США/барр.) Аналогичные условия налогообложения применены как для Harvest

Условия при приобретении актива

Запас: 13 млн.барр., суточная добыча: 2,3 тыс. барр., стоимость приобретения: 142 млн. долл. США, ставка дисконтирования: 5%

9. Hunt (Канада, Альберта)/ 71672009,16 млн.долл.США Операционные расходы: 20 (18-22) долл. США/барр., *Равномерное распределение (мин: 18 долл.США/барр., макс: 22 долл.США/барр.) Капитальные расходы: 25 (24-26) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 24 долл.США/барр., макс: 26 долл.США/барр.) Аналогичные условия применены как для Harvest

Условия при приобретении актива

Запас: 51 млн.барр., суточная добыча: 12 тыс. барр., стоимость приобретения: 517 млн. долл. США, ставка дисконтирования: 5%

10. PCUK (Великобритания, Северное море)/ 224211681,7 млн.долл.США Операционные расходы: 17 (16-25) долл. США/барр., *Равномерное распределение (мин: 16 долл.США/барр., макс: 25 долл.США/барр.) Капитальные расходы: 20 (16-25) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 16 долл.США/барр., макс: 25 долл.США/барр.) Аналогичные условия налогообложения применены как для части проектов в Великобритании, у Dana

Условия при приобретении актива

Запас: 34 млн.барр., суточная добыча: 16 тыс. барр., стоимость приобретения: 162 млн. долл. США, ставка дисконтирования: 8%

11. Northstar (Мексиканский Залив, США)/ 24224939,59 млн.долл.США Операционные расходы: 15 (9-27) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 9 долл.США/барр., макс: 27 долл.США/барр.) Капитальные расходы: 16 (10-24) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 10 долл.США/барр., макс: 24 долл.США/барр.) Аналогичные налоговые условия применены как для части проектов у Ankor

Условия при приобретении актива

Запас: 7 млн.барр., суточная добыча: 3 тыс. барр., стоимость приобретения: 126 млн. долл. США, ставка дисконтирования: 5%

Проект Затраты Основные учтенные налоги**

(страна)/ОЧДД (диапазон затрат)*

12. Parallel Операционные расходы: • Роялти: 25% от выручки проекта;

(Техас, США)/ 20 (7-27) долл. США/барр., • Налог на прибыль: 35%

3642583,41долл.США *Равномерное распределение (мин: 7 налогооблагаемого дохода за

долл.США/барр., макс: 27 долл.США/барр.) Капитальные расходы: 16 (10-24) долл. США/барр. *Равномерное распределение (мин: 10 долл.США/барр., макс: 24 долл.США/барр.) • • • минусом амортизации и налогов; Налог на эксплуатацию недр: 4,6% от выручки в устье скважины Налог на имущество: 2% от выручки Ставка дисконта: 5% (4,5%-10%)

Условия при приобретении актива

Запас: 7 млн.барр., суточная добыча: 1 тыс. барр., стоимость приобретения: 77 млн. долл. США, ставка

дисконтирования: 5%

13. Eagle Ford Операционные расходы: 9 (5-15) • Роялти: 12,5-25% от выручки

(Техас, США долл. США/барр., проекта;

Нетрадиционные *Равномерное распределение (мин: 5 • Налог на прибыль: 35%

ресурсы)/331713113,7 долл.США/барр., макс: 15 долл.США/барр.) налогооблагаемого дохода за

долл.США Капитальные расходы: 16 (10-24) минусом амортизации и налогов;

долл .США/барр. • Налог на эксплуатацию недр: 4,6%

*Равномерное распределение (мин: 10 от выручки в устье скважины

долл.США/барр., макс: 24 долл.США/барр.) • Налог на имущество: 2% от выручки

Условия при приобретении актива**

Запас: 116 млн.барр., суточная добыча: 7 тыс. барр., стоимость приобретения: 1550 млн. долл. США, ставка

дисконтирования: 10%

14. EP Energy Операционные расходы: 12 (5-17) долл. • Роялти: 12.5-25 % от выручки

(США, Техас и разные США/барр. проекта;

штаты)/ 1565807,29 *Равномерное распределение (мин: 5 • Налог на прибыль: 35%

долл.США долл.США/барр., макс: 17 долл.США/барр.) Капитальные расходы: 17 (10-24) налогооблагаемого дохода за минусом амортизации и налогов;

долл .США/барр. • Налог на эксплуатацию недр: 4,6%

*Равномерное распределение (мин: 10 от выручки в устье скважины

долл.США/барр., макс: 24 долл.США/барр.) • Налог на имущество: 2% от выручки

Условия при приобретении актива

Запас: 116 млн.барр., суточная добыча: 7 тыс. барр., стоимость приобретения: 1550 млн. долл. США, ставка

дисконтирования: 10%

Приложение В. Цены на нефть и газ, примененные для расчета

Таблица В. 1 - Цены на нефть и природный газ, примененные для расчета

Проект Страна Индикаторы Ценовой диапазон для

для определения цен нефти и газа* треугольного распределения**: наиболее вероятное значение (мин. и макс. значение) (долл. США/ барр.)

Ankor США WTI 90 (81, 110)

Savia Peru Перу WTI 80 (70, 110)

Harvest Канада WTI 92,5 (72, 110)

Sumbe Казахстан Dubai, Brent 95 (82,123)

Dana 1.Великобритания 2.Нидерланды, 3. Норвегия, 4. Египет Brent 105 (76, 120)

Altius Казахстан Dubаi, Brent 103 (33, 118)

Redwater Канада WTI 100 (72, 110)

Redearth Канада WTI 100 (72, 110)

Hunt Канада WTI 100 (72, 110)

PCUK Великобритания Brent 90 (90, 115)

Northstar США WTI 95 (80, 110)

Parallel США WTI 95 (80, 110)

Eagle Ford США WTI, Henry Hub 100 (82, 105)

EP Energy США WTI, Henry Hub 100 (82, 105)

* История и прогноз цен на нефть и газ по маркам приводятся ниже ** Ценовой диапазон определен с учетом реальных цен в проектах КННК в прошлом и прогнозных цен по данным энергетических агентств Е1А, ТИБ.

Рисунок В.1 - Динамика цен нефти по маркам (ед. долл. США/барр.) 2000-2034 гг.

140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 Brent Dubai, FOB WTI (Spot Cushing, FOB)

* Источник: IHS Herold

Рисунок В.2 - Динамика цен на газ на спотовом рынке узла Хенри Хаб

(ед.долл.США/б.т.э.)