Совершенствование методов анализа рисков инвестиционных проектов освоения месторождений нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат экономических наук Маркова, Анастасия Владимировна

• Маркова, Анастасия Владимировна
• кандидат экономических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат экономических наук Маркова, Анастасия Владимировна

Введение.

1. Проектные риски: определение, основные понятия и классификация.

2. Методы анализа проектных рисков.

2.1. Анализ чувствительности.

2.2. Анализ сценариев.

2.3. Вероятностная оценка риска.

3. Анализ рисков в добыче нефти и газа с помощью реальных опционов.

3.1. Модели и их применение.

3.2.Управление рисками с помощью реальных опционов.

3.3. Стратегии в случае с реальными опционами.

4. Оценка рисков инвестиционных проектов в добыче газа.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов анализа рисков инвестиционных проектов освоения месторождений нефти и газа»

Актуальность исследования. Вопрос об инвестициях в России ныне выходит на первый план. От него, возможно, более чем от всех других факторов зависит будущее российской экономики. В России существуют возможности для масштабных капиталовложений, однако мнения инвестиционного сообщества относительно того, удачное ли сейчас время для их использования, довольно противоречивы [23, 37].

Сложный комплекс социальных, экономических и политических проблем можно решить только при условии, что будет обеспечен экономический рост, причем долгосрочный, не менее 5 - 6 % в год в течение 20 лет. Иначе придется пойти на сокращение социальных расходов, а отставание страны от ведущих государств будет только увеличиваться.

Сейчас экономика России находится в существенно лучшем состоянии по сравнению с моментом начала реформ. Но ни внутреннее потребление, ни внутренние инвестиции недостаточны на данный момент для обеспечения стабильного роста. В перспективе высокие темпы роста требуют ускорения структурных преобразований.

Есть два принципиально различных пути увеличения инвестиций. Первый - мобилизация ресурсов в руках государства и рост государственных капитальных вложений, что в России сегодня практически невозможно. Второй путь - привлечение в крупных масштабах частных инвестиций - более естествен для рыночной экономики. Но для этого нужен благоприятный инвестиционный климат, столь благоприятный, чтобы стимулировать сбережения и чтобы России было оказано предпочтение на международном рынке капитала. Только в этом случае приток иностранных инвестиций будет дополнен прекращением оттока капитала отечественного [11].

Значимость для российской экономики инвестиций в основной капитал подтверждается данными, характеризующими рост производства в 2002

2005 гг. и свидетельствующими о важнейшей роли двух факторов: роста капиталовложений и увеличения использования производственных мощностей.

Вместе с тем, динамика капитальных вложений в российскую экономику остается нестабильной. В частности, 2002 г. характеризовался замедлением роста инвестиционной активности: впервые за период после финансового кризиса 1998 г. темп прироста инвестиций в основной капитал упал ниже темпов прироста ВВП (темп прироста инвестиций в основной капитал в этот период составил 2,6 %, а темпы прироста ВВП - 4,3%). Уменьшились инвестиции в нефтедобычу (9,5 %) и нефтепереработку (3 %) [23].

На фоне благоприятной конъюнктуры фондового рынка в период с середины 2005 г. по настоящее время произошла переориентация инвестиционных предпочтений российских компаний в пользу спекулятивных операций, в связи с чем инвестиции в основной капитал в январе 2006 г. выросли на 1,5 % от общего объема инвестиций (в январе 2005 г. рост составил 7 %, а в январе 2004 г. - 12,7 %).

В то же время, по оценкам аналитиков, российскому энергетическому сектору, который является системообразующим элементом российской экономики, для своевременного проведения ремонтных работ и покрытия ожидаемого увеличения спроса на энергоресурсы в ближайшие 20 лет потребуется около 200 млрд. долл. капитальных вложений [8, 25].

В связи с этим одной из важнейших задач по-прежнему остается улучшение инвестиционного климата для стимулирования инвестиций в нефинансовые активы и повышение кредитного рейтинга России [8, 11]. Очевидно, добиться коренного перелома в этой сфере - первостепенная, поистине национальная задача. Работа над ее решением должна дать новый импульс жизненно необходимым структурным реформам.

Одной из наиболее важных характеристик инвестиционного климата является риск.

Теория риска применительно к инвестиционным проектам начала интенсивно развиваться за рубежом с 50-х гг. предыдущего столетия. Наибольшее число исследований, посвященных этой теме, принадлежит американским ученым, но названная проблема активно изучалась и в западноевропейских странах. В то же время в нашей стране серьезное внимание уделялось развитию математического аппарата анализа рисков применительно к теории планирования эксперимента в естественных и технических областях знаний.

В отечественной практике инвестиционного проектирования понятие "анализ проектных рисков" появилось сравнительно недавно. Оно объединило международный опыт и мощную российскую теоретическую базу, став обязательным разделом бизнес-плана любого инвестиционного проекта.

В данной работе рассматриваются вопросы анализа рисков инвестиционных проектов на примере нефтегазовой отрасли как одного из важнейших элементов стимулирования инвестиций.

В качестве объекта исследования выбраны проекты по добыче углеводородов. В диссертации рассмотрены проекты разработки месторождений газа, и представлена оценка рисков, связанных с реализацией этих проектов. При этом следует отметить, что разработанные подходы применимы также и к проектам разработки нефтяных месторождений.

Предметом исследования являются методы оценки и управления рисками в добыче нефти и газа с применением реальных опционов.

Цель работы заключается в развитии методологических подходов проектного анализа и выработке решений, позволяющих более эффективно управлять проектными рисками и использовать возможности, связанные с имеющейся на данный момент неопределенностью развития событий в будущем.

Для достижения указанной цели в ходе исследования были поставлены и решены следующие частные задачи:

- проведен анализ рисков, влияющих на эффективность проектов в нефтегазовом комплексе;

- рассмотрены существующие качественные и количественные подходы к анализу рисков инвестиционных проектов;

- проанализирован методологический инструментарий, предлагаемый теорией реальных опционов для принятия управленческих решений;

- проведен анализ возможности использования реальных опционов для оценки эффективности проектных решений в добыче нефти и газа;

- проанализированы основные рычаги влияния на стоимость реальных опционов в добыче нефти и газа;

- проведена апробация этого подхода применительно к оценке рисков освоения двух газовых месторождений Восточной Сибири.

Научная новизна и основные результаты работы. Научная новизна полученных результатов диссертационного исследования заключается в разработке и обосновании научно-методологического подхода к анализу рисков при реализации инвестиционных проектов, что является одним из важнейшей элементов эффективного функционирования нефтегазовых компаний в Российской Федерации.

В диссертации получены следующие основные результаты, имеющие научную новизну и отражающие личный вклад автора в решение поставленных задач:

• систематизированы существующие качественные и количественные подходы к анализу проектных рисков в нефтегазовой отрасли, выявлены преимущества и недостатки их применения;

• выявлена возможность использования реальных опционов для анализа эффективности проектных решений при разработке месторождений углеводородного сырья в целом и природного газа в частности;

• выявлены противоречия и недостатки традиционного метода дисконтированных денежных потоков (ДДП) в сравнении с опционным подходом к принятию инвестиционных решений;

• выявлены условия, при которых возможно использование реальных опционов при оценке газовых проектов;

• предложен алгоритм оценки изменения стоимости реальных опционов в зависимости от изменения различных факторов и система коэффициентов, позволяющих оценить изменение стоимости реальных опционов во времени;

• разработаны подходы к формированию стратегий с использованием реальных опционов в условиях недостатка финансовых ресурсов и / или нежелания инвестора принимать на себя дополнительные риски;

• рассчитаны среднеквадратические отклонения спотовых цен на газ на североамериканском рынке газа и газовом рынке Великобритании и цен на сжиженный природный газ в Японии; предложены значения указанного показателя для определения стоимости реальных опционов в добыче газа.

Практическая значимость исследования. Результаты диссертационного исследования могут быть использованы в практической деятельности российских нефтегазовых компаний при выявлении дополнительных выгод инвестиционных решений, связанных с освоением месторождений углеводородного сырья, и для разработки политики в области управления лицензиями на разработку нефтегазовых ресурсов.

Некоторые разработки нашли применение в учебном процессе в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, в системе повышения квалификации руководителей и специалистов нефтяной и газовой промышленности.

Теоретические и методологические основы исследования. Работа основана на исследованиях в области стратегического менеджмента и управления рисками, теоретических положениях проектного и финансового анализа. Базой для исследования послужили труды Андреева А.Ф., Дунаева В.Ф., Зубаревой В.Д., Зубарева Г.В., Мастепанова A.M., Миловидова К.Н., Стояновой Е.С., Телегиной Е.А., Четыркина Е.М., а также работы ряда зарубежных специалистов таких, как Pindyck R.S., Schwartz E.S., Paddock J.L., Siegel D.R., Smith J.E., Dixit A.K. и др. Диссертантом были использованы собственный опыт и навыки управления инвестиционными проектами.

Апробация результатов исследований. Основные результаты, полученные в ходе исследований, были представлены на научных конференциях: 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, январь 2003 г., 5-ой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, сентябрь 2003 г.; Научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», г. Москва, март 2004 г.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 3 статьи в ведущих периодических изданиях.

Структура работы определяется целями исследования, логикой и методами решения поставленных задач. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованной литературы. Общий объем работы 175 страниц, в том числе 32 рисунка и 24 таблицы.

Заключение диссертации по теме «Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда», Маркова, Анастасия Владимировна

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

1. В условиях переходного периода огромное значение приобретает качественный анализ как первый этап анализа рисков, имеющий своей целью выявить факторы, области, виды рисков и произвести, если возможно, их стоимостную оценку. Это связано с наличием нетрадиционных видов рисков, поверхностный учет которых может привести к значительным убыткам. При этом необходимо ранжировать и систематизировать выявленные риски, что позволит получить наиболее полную картину.

2. Второй стадией является количественный анализ, который можно провести с использованием ряда описанных подходов (при этом желательно, чтобы выбранные методы дополняли друг друга). Важной проблемой на данном этапе является получение необходимой статистической информации. Особое внимание следует уделить построению модели. Она должна хорошо описывать реальную ситуацию и быть адекватной рассматриваемым экономическим условиям, что позволит достоверно отразить влияние рисков на проект.

3. Критические значения факторов, полученные методом анализа чувствительности, позволяют зафиксировать только пороговые величины изменения переменных, не учитывается вероятность выхода факторов за эти границы. Другими словами, этот подход обладает низкой информативностью и не позволяет оценить риск проекта в целом. Тем не менее, анализ чувствительности является отличным вспомогательным инструментом, облегчающим выявление рисковых переменных модели, влияние которых на результативность проекта может быть проанализировано с использованием других методов. Одним из преимуществ подобных подходов является относительная простота насыщения модели необходимой информацией, что позволяет повысить достоверность выводов.

4. Вероятностно-теоретические методы позволяют получить закон распределения результирующего показателя, используя распределения вероятностей экзогенных переменных. Однако так как в основе такого подхода лежит применение теории вероятностей, практическое использование названных методов связано с рядом трудностей, таких как слабый учет формальных зависимостей переменных и неопределенность реальных законов распределения факторов, используемых при расчете потоков наличности.

5. В России на данный момент нет целостной теории оценки проектных рисков - любая теория основывается на обобщении практических результатов, а отечественной практики инвестиционной деятельности в условиях рыночной экономики пока недостаточно. В связи с этим рекомендуется использовать комплексный подход при оценке рисков инвестиционных проектов. Это позволит за счет использования одних методов устранить недостатки других и, сопоставив результаты, полученные с помощью различных методов, принять более обоснованное решение.

6. Рассматривая существующие или новые проекты, нефтегазовая компания принимает решения, которые могут быть описаны в терминах теории опционов, являющейся одним из направлений развития вероятностных методов анализа инвестиционных проектов и сопутствующих им рисков.

7. Реальные опционы являются важным инструментом стратегического и финансового анализа, потому что традиционные подходы, такие как подсчет ЧДД, игнорируют гибкость. Представление корпорации, как портфеля проектов, каждый из которых имеет определенный показатель ЧДД, создает статическую картину инвестиций и инвестиционных возможностей. В ходе использования традиционного метода ДДП акцент делается на нерасположенность к риску, что само по себе искажает прогнозы и оценку проекта. При этом из вида часто упускается возможная волатильность. Мышление однозначными категориями («да или нет») также безоговорочно предполагает (что обычно неверно) отсутствие влияния конкурентов на инвестиционный проект.

8. Эксперты, которые понимают ограниченность оценки проекта только при помощи ЧДД, стараются применять анализ сценариев для того, чтобы ранжировать ключевые факторы. Использование пессимистичного, оптимистичного и реалистичного сценариев помогает в некоторой степени учесть неопределенность, однако статичность остается на уровне каждого из указанных сценариев. Сценарный подход распознает существование неопределенности, игнорируя при этом ценность гибкости, которая заложена в саму ситуацию, и тем самым, оказываясь не очень полезным при принятии решений. В противовес этому, использование реальных опционов обеспечивает всестороннюю оценку стратегического решения, даже при наличии неопределенности.

9. В работе была проанализирована возможность и условия применения теории реальных опционов в отношении проектов по добычи нефти и газа. Так, исходя их того, что цены на нефть подчиняются броуновскому движению, а разработка месторождений углеводородного сырья осуществляется в течение длительного времени, при отсутствии резких изменений в уровне нефтяных цен для оценки реальных опционов в добыче нефти по аналогии с финансовыми рынками может быть использована формула Блэка-Мертона-Шоулса.

10. В случае проектов разработки газовых месторождений в работе обосновано использование указанной формулы только при реализации газа по спотовым ценам или в сжиженном виде, так как в случае долгосрочных контрактов цена на газ подчиняется пуассоновскому распределению.

11. В диссертации были определены среднеквадратические отклонения, характеризующие изменчивость ценовой конъюнктуры в течение года, для спотовой цены газа в Великобритании (NBP) и в США (Henry Hub), а также для цены сжиженного природного газа в Японии. Для газового рынка Японии указанный показатель составляет около 0,10; для рынка США - 0,85; для рынка Великобритании - 1,86 (при этом данный рынок является самым выгодным с точки зрения опционного подхода). Приведенные значения рекомендуется использовать при расчете стоимости реального опциона по формуле Блэка-Мертона-Шоулса.

12.При разработке стратегии, основанной на использовании реальных опционов, важно сопоставить результаты управления реакционной и инициативной гибкостью с результатами, полученными с помощью традиционного метода ДДП, учитывая при этом все факторы, которые влияют на стоимость реального опциона. Наиболее значимыми в данном случае рычагами являются увеличение текущей стоимости будущих поступлений и снижение текущей стоимости ожидаемых затрат. Это предполагает внедрение новых технологий, позволяющих получить более точные прогнозы относительно добычи, увеличить отбор углеводородов, оптимизировать установку необходимого оборудования (меньшее количество скважин, более легкие платформы) и т.д. Далее по степени воздействия на стоимость опциона идет уровень неопределенности, а, следовательно, волатильность цен. При этом нестабильность рыночной конъюнктуры делает опцион более привлекательным, но не следует забывать, что отдельные компании не могут повлиять на цену нефти. Менее значимым фактором является срок действия опциона, изменение которого может улучшить суммарный поток наличности с учетом затрат на поддержание опциона в силе и риска потерять возможные «дивиденды».

13.Теория реальных опционов предполагает управление двумя видами гибкости - реакционной и инициативной. Первый из указанных видов гибкости, основан на предположении, что отдача от проекта будет максимальной в определенный момент, то есть держатель опциона использует его, чтобы отреагировать на состояние внешней среды и максимизировать возврат на вложенный капитал. Однако большая отдача в данном случае сопряжена с инициативной гибкостью, которая позволяет увеличить стоимость приобретенного опциона. Такая возможность возникает в связи с тем, что в то время как финансовые опционы обращаются на сформировавшемся и прозрачном рынке, реальные проекты обычно подразумевают ограниченное число участников, взаимодействующих между собой и способных повлиять на факторы, определяющие стоимость опциона. Преимущество инициативной гибкости заключается в том, что менеджмент может использовать свои знания и навыки с тем, чтобы увеличить стоимость опциона до того, как он будет исполнен, сделав так, что этот инструмент окупит затраты на его приобретение или создание. Другими словами, указанные виды гибкости рекомендуется использовать для влияния на стоимости будущего денежного притока и будущего денежного оттока, то есть на рычаги, являющиеся самыми действенными в процессе управления стоимостью реального опциона.

14.Для анализа портфеля реальных опционов и выбора правильной стратегии, по мнению автора, следует использовать следующие предельные коэффициенты: Изменение стоимости опциона с изменением цены добываемого углеводорода, что особенно важно в случае разработки нефтяного месторождения, так как цена на нефть формируется на международном рынке под воздействием спроса и предложения, в то время как в случае с газом речь идет о региональных рынках и в большинстве случаев о долгосрочных контрактах. По аналогии с финансовыми опционами, может быть рассчитано изменение степени корреляции между стоимостью опциона и ценой рассматриваемого углеводорода при изменении последней. С приближением момента истечения срока действия лицензии этот показатель будет расти. Изменение стоимости опциона с изменением волатилъности. При этом, чем выше волатильность, тем больше вероятность прибыльного завершения опциона. Изменение стоимости опциона с приближением срока окончания лицензии. Чем больше период времени до окончания срока действия лицензии, тем больше вероятность прибыльной реализации опциона. В связи с этим собственник недр может потребовать от держателя опциона большую компенсацию за отсрочку разработки месторождения, чтобы покрыть возможные риски. Изменение стоимости опциона с изменением расходов на поддержание опциона в силе. Изменения во внешней среде, которые могут быть связаны как с конкуренцией со стороны других компаний, так и с политикой государства, могут заставить владельца опциона тратить значительные средства на поддержание опциона в силе. Однако любые затраты должны быть оправданы. Данный коэффициент, по мнению автора, позволяет оценить, насколько сделанные вложения оправдают себя в будущем.

15. Автор работы считает целесообразным рассматривать схемы переуступки прав на нефтегазоносные участки как операции с реальными опционами, требующие разработки определенной стратегии для максимизации прибыли на каждом этапе и призванные оптимизировать освоение капитальных затрат компании во времени, что особенно важно при ограниченности инвестиционных ресурсов.

16.Автор работы предлагает следующую последовательность действий при оценке эффективности инвестиционного решения в отношении проекта разработки месторождения нефти или газа и сопутствующих этому решению рисков (рис. 31):

Рис. 31. Схема принятия инвестиционного решения в добыче нефти и газа

Применение реальных опционов для принятия управленческих решений, целью которых является максимизация возможностей при минимизации затрат, помогает сравнить в каждом конкретном случае первоначальные инвестиции с перспективами в будущем. Основное преимущество такого подхода к оценке проектов, которое также является его наиболее серьезным расхождением с традиционным методом ДДП, анализом чувствительности и анализом сценариев заключается в отношении к неопределенности. В мире, где неопределенность с каждым днем все возрастает, реальные опционы как инструмент управления имеют широкую сферу применения. Они призваны изменить подход к оценке возможностей компаний, способ создания стоимости и мышление.

17.Необходимо подчеркнуть, что априори трудно предугадать, какой из описанных методов анализа рисков является наиболее предпочтительным. Каждый проектный аналитик должен выбрать ту технику исследования, которая наиболее соответствует специфике проекта и требованиям внешней среды. При этом важно помнить, что в любом случае инвестор будет вынужден принимать решение, балансирую между большим чистым дисконтированным доходом и более высоким риском. Рассмотренные подходы позволяют получить более четкое представление о направлении действий, однако сколь бы точны, многообразны и сложны ни были эти методы, они являются лишь инструментами и не смогут заменить человека, принимающего решения.

18. Что же касается методов управления риском, то применение любого из них приводит к перераспределению текущих и ожидаемых финансовых потоков внутри предприятия или инвестиционного проекта. Это в свою очередь влияет на стоимость чистых активов, рассчитанную с учетом ожидаемых денежных поступлений. Таким образом, в качестве критерия экономической эффективности мероприятий, направленных на снижение риска, можно использовать оценку их влияния на изменение стоимости предприятия, рассчитанной на начало и окончание финансового периода. Для инвестиционных проектов таким критерием может служить влияние методов управления риском на изменение ожидаемого чистого дисконтированного дохода.

Список литературы диссертационного исследования кандидат экономических наук Маркова, Анастасия Владимировна, 2006 год

1. Алексеева О.В. Экономическая оценка управления рисками нефтегазовых проектов // Нефть, газ и бизнес. 2003. - № 6.

2. Андреев А.Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтяной и газовой промышленности. М.: Нефть и газ, 1997. - 276 е., ил.

3. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д., Иваник В.В., Иванов A.B., Кудинов Ю.С., Пономарев В.А., Саркисов A.C., Хрычев А.Н. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.: 1997.-341 е., ил.

4. Андреев А.Ф., Маркова A.B. Управление рисками в добыче нефти и газа с помощью реальных опционов. М.: Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2006, № 8.

5. Андреев А.Ф., Маркова A.B. Управление рисками в добыче нефти и газа с помощью реальных опционов. М.: Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом, 2006, № 8.

6. Андреев А.Ф., Маркова A.B. Классическая модель реальных опционов для нефтегазовой промышленности и моделирование процесса образования цен на нефть. // Нефть, газ и бизнес. 2004. - № 8.

7. Биржевое дело. / Под редакцией В.А.Галанова, А.И.Басова. М.: Финансы и статистика, 1998 г. - 304 е.: ил.

8. Вертлюгина А.Е. Российская нефтяная промышленность: состояние и перспективы развития // Нефть, газ и бизнес. 2003. - № 1.

9. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1973. - 366 с.

10. Волков И.М., Грачева М.В. Проектный анализ. М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1998. - 423 с.

11. Гвоздева С. От улучшения инвестиционного климата выиграют все // Нефтегазовая вертикаль. 2002. - № 2.

12. Гливенко Е.В., Степин Ю.П., Трахтенгерц Э.А. Компьютерные системы поддержки принятия решений в нефтегазовом производстве. М.: РГУ нефти и газа, 1999 г. - 73 с.

13. Грачева М.В. Анализ проектных рисков. М.: Финстатинформ, 1999. -216 с.

14. Губенко А.И. Управление проектными рисками при внедрении инноваций // Нефть, газ и бизнес. 2003. - № 2.

15. Дягтерева О.И., Кандинская O.A. Биржевое дело. М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1997 г. - 503 с.

16. Замятин Г. Риски нефтегазового бизнеса // Нефтегазовая вертикаль. -2002.-№7.

17. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности. М.: Нефть и газ, 2000. - 367 е., ил.

18. Зубарева В.Д., Андреев А.Ф. и др. Управление финансами предприятий нефтегазовой промышленности. / Под ред. В.Д.Зубаревой М., 1998.-358 е., ил.

19. Зубарева В.Д., Злотникова Л.Г. и др. Финансы предприятий нефтегазовой промышленности. М.: ГТА-Сервис, 2000. - 368 е., ил.

20. Иршинская Л.И. Портфельный анализ деятельности нефтяных компаний // Нефть, газ и бизнес. 2003. - № 3.

21. Казаковцев Д.В. Стратегическое управление деловыми рисками в нефтегазовой отрасли // Нефть, газ и бизнес. 2003. - № 3.

22. Камзолов A.A., Максимов А.К. Миловидов К.Н. Финансово-математические методы. М.: ГАНГ, 1997. - 116 с.

23. Копейкин М. Инвестиции и экономический рост // Экономика России XXI век,-2003.-№ 13.

24. Курица и локомотив. О роли нефтяной промышленности в сегодняшней России // Нефть и капитал. 2004. - № 1.

25. Маркова A.B. Анализ рисков инвестиционных проектов в добыче нефти и газа. Тезисы доклада к 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». М.: 2003.

26. Маркова A.B. Кэптивное страхование как механизм управления рисками в нефтегазовом комплексе. Тезисы доклада к 54-ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефти и газ 2000» - М.: 2000.

27. Маркова A.B. Кэптивное страхование как механизм управления рисками в нефтегазовом комплексе. Сборник трудов студенческого научного общества за 2000 год. М.: 2001.

28. Маркова A.B. Оценка инвестиционных проектов в условиях сложной налоговой системы. Тезисы доклада к научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука нефтегазовому комплексу». - М.: 2004.

29. Маркова A.B. Управление проектными рисками с помощью реальных опционов // Рынок ценных бумаг. 2004. - № 20 (275).

30. Маркович Э.С. Курс высшей математики с элементами теории вероятностей и математической статистики. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 1972. - 480 е., ил.

31. Мастепанов A.M. Какая энергетическая стратегия нужна России // Нефтегазовая вертикаль. 2002. - № 17.

32. Лившиц М. «Один из вариантов диверсификации бизнеса заключается в комплексном освоении природных ресурсов» // Нефть и капитал. -2004.-№3.

33. Муслимов Р. Оптимизация условий пользования недрами задача № 1 // Нефть и газ Евразия. - 2004 - 2005. - № 12/1.

34. Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России // Нефтегазовая вертикаль, специальный выпуск. -2000. -№ 1.

35. Пейдж Б. Решая вопрос о целесообразности инвестиций в Россию // Нефть и газ Евразия. 2004 - 2005. - № 12/1.

36. Первозванский A.A., Первозванская Т.Н. Финансовый рынок: расчет и риск. М.: ИНФРА-М, 1994. - 192 с.

37. Поднять и удвоить. Из доклада Всемирного банка // Экономика России XXI век. - 2003. - № 13. Теплова Т.В. Программы для управления фондовыми опционами нефтяных компаний // Нефть, газ и бизнес. -2003.-№5.

38. Тронев О. Путь к терминалу // Нефть России. 2004. - № 4.

39. Финансовый менеджмент. / Под ред. Е.С.Стояновой. 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Перспектива, 1999. - 656 с.

40. Хохлов Н.В. Управление рисками. М: ЮНИТИ-ДАНА, 1999. - 239 с.

41. Чесноков А.С. Инвестиционная стратегия, опционы и фьючерсы. М., 1993-112 с.

42. Четыркин Е.М. Финансовый анализ производственных инвестиций. -М.: Дело, 1998. 256 с.

43. Шарп У., Александер Г., Бэйли Дж. Инвестиции. М.: ИНФРА-М, 1997 г.

44. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р.

45. Adelman М.А., Koehn M.F., De Silva H. The Valuation of Oil Reserves // SPE paper № 18906, SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, Dallas, March, 1989.

46. Amram M., Kulatilaka N. Real Options Managing Strategic Investment in an Uncertain World. - Harvard Business School Press, 1999.

47. Anderson R., Boulanger A. Ultradeepwater Oil-Gas Development: Designing Uncertainty into The Enterprise // Oil & Gas Journal, May 19, 2003.

48. Babusiaux D. Décision D'Investissemen et Calcul Économique dans L'intreprise. Economica, Éditions Techniques, Paris, 1990.

49. Baker M.P., Mayfield E.S., Parsons J.E. Alternative Models of Uncertain Commodity Prices for Use with Modern Asset Pricing // Energy Journal, vol.19, no 1, January 1998.

50. Bjerksund P., Ekern S. Managing Investment Opportunities under Price Uncertainty: from Last Chance to Wait and See Strategies // Financial Management, vol. 19, no 3, autumn 1990.

51. Blehaut J.F. The Assessment of Geological Uncertainties in Development Project Planning. SPE 22953, presented at the SPE Asia-Pacific Conference, Perth, Western Australia, 4-7 November 1991.

52. Brennan M.J., Schwartz E.S. Evaluating Natural Resource Investment // Journal of Business, vol.58, no 2, 1985.

53. CERA: Oil, Gas Firm Spending Slowed by Market Volatility // Oil & Gas Journal, February 24, 2003.

54. Clemen R. T. Making Hard Decisions, An Introduction to Decision Analysis. PWS-KENT, Belmont, California, 1991.

55. Copeland T., Antikarov V. Real Options A Practitioner's Guide. - Texere LLC Publishing, 2001.

56. Cormier-Chisholm J., Sebastian C. Gas Well Development Through Decision Trees // Oil & Gas Journal, January 20, 2003.

57. Cormier-Chisholm J., Sebastian C. Data Mining Algorithm Selection: Decision Trees // Oil & Gas Journal, January 27, 2003.

58. Cortazar G., Schwartz E.S. Monte Carlo Evaluation Model of an Undeveloped Oil Field // Journal of Energy Finance & Development, vol.3, no 1, 1998.

59. Dias M.A.G. Selection of Alternatives of Investment in Information for Oilfield Development Using Evolutionary Real Options Approach // Paper presented at the 5th Annual International Conference on Real Options, UCLA, Los Angeles, July 2001.

60. Dias M.A.G. The Timing of Investment in E&P: Uncertainty, Irreversibility, Learning, and Strategic Consideration. SPE paper № 37949, SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, Dallas, March 1997.

61. Dittrick P. Chesapeake's McClendon: Leveraging Volatility Key to Unlocking Long-Lived Reserves Value // Oil & Gas Journal, Mars 24, 2003.

62. Dittrick P. UT Center Advancing Real Asset Risk Management Science // Oil & Gas Journal, December 16, 2002.

63. Dixit A.K. Choosing Among Alternative Discrete Investment Projects Under Uncertainty // Economic Letters. 1993. - Vol.41.

64. Dixit A.K., Pindyck R.S. Investment under Uncertainty. Princeton University Press, Princeton, N.J., 1994.

65. Ekern S. An Option Pricing Approach to Evaluating Petroleum Projects // Energy Economics, April 1988.

66. Fletcher S. Global opportunities exist for independents that manage risk // Oil & Gas Journal, February 4, 2002.

67. Fletcher S. US Companies Run Governance Risks in Some Countries // Oil & Gas Journal, August 4, 2003.

68. Fletcher S., Dittrick P., Poruban S. US Independents Maintain Bullish Outlook Despite Legislative Uncertainty // Oil & Gas Journal, October 27, 2003.

69. Gibson R., Schwartz E. Stochastic Convenience Yield and the Pricing of Oil Contingent Claims // Journal of Finance, vol.45, no 3, July 1990.

70. Hogg C., Rump P. Hook Hangers Provide Flexible Reentry Options, Reduce Multilateral Risks // Oil & Gas Journal, August 25, 2003.

71. Hollo R., Lockwood St. Quick Pace Of Property Acquisitions Requires Two-Stage Evaluation // Oil & Gas Journal, OGJ special, November 14, 1994.

72. Holmes C. Uncertainty for FSU Threaten LPG Export Potential // Oil & Gas Journal, June 2, 2003.

73. IEA Chief: Worldwide Energy Security Favors Nonconventional Oil // Oil & Gas Journal, December 9, 2002.

74. Kellas G., Castellani M. Recognizing and mitigating E&P fiscal risk. -17th World Petroleum Congress, Rio, 2002.

75. Kevin S. M., Peter J. C., Ross P. Application of Risk Analysis in Petroleum Exploration and Production Operation. SPE 29254, presented at the SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference in Kuala Lumpur, Malaysia, 20 - 22 March, 1995.

76. Fouzul Kabir Khan M., Parra R.J. Financing Large Projects. Prentice Hall, Pearson Education Asia Pte Ltd, 2003.

77. King J., Mohamed O.Y., Toubar E. W. Interventionless Actuated Completions Reduce Risks, Costs // Oil & Gas Journal, October 13, 2003.

78. King J.G. Costs and Risk Reduction Through Innovation: Remotely Actuated Completion Equipment for Deep water and Extended Reach Wells. -SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exposition, Jakarta, 17-19 April, 2001.

79. Laughton D.G. The Management of Flexibility in the Upstream Petroleum Industry // Energy Journal. 1998. - Vol.19. - № 1.

80. Lawnin J. N., Kupiec S. L. Financial Instruments Help Producers Hedge Gas Deals in Volatile Market // Oil & Gas Journal, November 1, 1993

81. McCutcheon H., Osbon R. Risk management, financing availability. Keys to winning in Caspian region // Oil & Gas Journal, July 24, 2000.

82. McDonald R., Siegel D. The Value of Waiting to Invest // Quarterly Journal of Economics, November 1986.

83. Multinationals Active in Exchanging Property Interests // Oil & Gas Journal, August 4, 2003.

84. Myers H.M., Futchik D. Investors Can Minimize Risk in Upstream Oil, Gas Projects // Oil & Gas Journal, September 22, 2003.

85. Paddock J.L., Siegel D. R., Smith J. L. Option Valuation of Claims on Real Assets: The Case of Offshore Petroleum Leases // Quarterly Journal of Economics, August 1988.

86. Pickles E., Smith J.L. Petroleum Property Evaluation: A Binomial Lattice Implementation of Option Pricing Theory // Energy Journal. 1993. -Vol.14.-№2.

87. Pindyck R.S. The Long-Run Evolution of Energy Prices // Energy Journal. -1999.-Vol.20.-№2.

88. Pindyck R.S. The Dynamics of Commodity Spot and Futures Markets: A Primer. Working Paper, CEEPR, MIT, May 2001.

89. Radler M. IEA: Oil Markets Heading into Period of Heightened Uncertainty // Oil & Gas Journal, March 24, 2003.

90. Reserves Uncertainty Proving Detrimental to E&P Stocks // Oil & Gas Journal, April 5,2004.

91. Rose P. R. Common Methods for Acquiring Petroleum Rights: Advantages and Disadvantages. AAPG San Antonio, April 1999.

92. Sandrea R. Upstream Opportunity Index Assesses E&P Investments // Oil & Gas Journal, May 19, 2003.

93. Schwartz E.S. The Stochastic Behavior of Commodity Prices: Implications for Valuation and Hedging // Journal of Finance. 1997. - Vol.52, - № 3.

94. Schwartz E., Smith J.E. Short-Term Variations and Long-Term Dynamics in Commodity Prices 11 Management Science. 2000. - Vol.46. - № 7.

95. Stell J. Construction Project Costs Increase Due to Risk Insurance // Oil & Gas Journal, November 25, 2002.

96. Telegina E., Roumyantseva M. Energy Bridges. International Energy Strategy and Energy Security of Russia. Energoatomisdat, M., 2000.

97. Tippee B. New Year Clouded by Uncertainty but Filled with Technical Promise // Oil & Gas Journal, January 6, 2003.

98. Trigeorgis L. Real Options Managerial Flexibility and Strategy in Resource Allocation. - MIT Press, Cambridge, MA, 1996.

99. Williams B. OPEC's Uncertainty Premium // Oil & Gas Journal, February 23,2004.

100. Williams B. Riyadh Terrorist Attacks Spawn New Price Risk Premium // Oil & Gas Journal, May 26,2003.

101. Wilson D. L. Managing exploration risk or planning for success // Oil & Gas Journal, December 17, 2002.

102. Wood D. Double Hedge Aids Commercial Terms of Upstream Asset Purchases // Oil & Gas Journal, November 1,1993.

103. Wood D. E&P Asset / Portfolio Risk Analysis: Addressing a Many-Faceted Problem I I Oil & Gas Journal, September 29, 2003.

104. Wood D. More Aspects of E&P Asset and Portfolio Risk Analysis // Oil & Gas Journal, October 6, 2003.