- •Оглавление
- •1. Что отличает инвестиционные затраты от других видов затрат, например, текущих?
- •2. В чем отличие понятий – «капитальные вложения» и «инвестиции»?
- •3. По каким признакам можно классифицировать инвестиции?
- •4. Представить вывод ф-лы сложных % при условии периода начисл-я %, равному 1 году.
- •5. В чем состоит экономический смысл формулы сложных %?
- •6. Отличие формулы сложных %от простых % (графическое представление)
- •7. Почему формулу простых процентов не используют при оценке эф-ти ип?
- •8. Чем отличается дисконтирование от капитализации денежных величин?
- •9. Почему для оценки эффективности инвестиций используется формула сложных процентов, а не какая-либо другая математическая функция?
- •10. Как преобразовать формулу сложных % для использования ее в условиях периода начисления %, который меньше года (квартал, месяц, день)
- •11. Каким образом определяется стоимость ценной долговой бумаги (векселя)?
- •12. На основании каких данных моделируется денежный поток в ип?
- •13. Расчетный период ип – на основании каких соображений он выбирается?
- •14. Дп, порождаемый ип, его классическая форма (график)
- •15. На основании какой информации рассчитывается сальдо притоков и оттоков ден средств за текущий (очередной период) реал-ции ип?
- •16. Может ли дп, порождаемый ип (операц. И инвест.Деятельность), начинаться с положит. Денежных величин?
- •17. Понятие дп ип
- •23. Какую информацию приносит потенциальному инвестору показатель чдд(npv)?
- •24.Какую информацию приносит потенциальному инвестору показатель внд(irr)?
- •25. Какую информацию приносит потенциальному инвестору показатель индекс доходности?
- •26. Какую информацию приносит потенциальному инвестору показатель срок окупаемости?
- •27. Какую информацию приносит потенциальному инвестору показатель потребность во внешнем финансировании или капитал риска?
- •28. Что понимают под инвестиционной деятельностью в инвестиционном проекте?
- •29.Что понимают под операционной деятельностью в инвестиционном проекте?
- •30.Что понимают под финансовой деятельностью в инвестиционном проекте?
- •31. В чем отличие денежного потока, выраженного в постоянных(текущих), прогнозных и дефлированных ценах?
- •40.Соображения инвестора при опр-и нормы дисконта
- •41. Что отображает выбранная инвестором норма дисконта при принятии решения об осуществлении инвестиций или отказе от этого?
- •42.Почему при оценке эффективности инвестиционного проекта за основу оценки роста денежных средств принимают формулу сложных процентов?
- •43. Графическое отображение различия в росте денежных средств, накапливаемых по формуле сложных и простых процентов
- •44. Расчет денежного потока ип на месторождениях ув, находящихся в эксплуатации
- •45.Различие проектного денежного потока при разработке и эксп-и месторождения и дп, порождаемого ип.
- •46. Чем руководствуется государство при заключении срп
- •47. Чем руководствуется инвестор при заключении срп
- •48. Основные налоги и платежи недропользователя при днс
- •49, 52. Основные налоги и платежи недропользователя при заключении срп
- •50.Механизм возмещения затрат при днс
- •51, 55. Механизм возмещения затрат недропользователя при срп
- •53. Факторы, определяющие размер компенсационной продукции в срп
- •54.Экономический механизм раздела продукции на условиях срп
- •56. Ликвидационный фонд
- •57, 58 Экономические показатели, от которых зависит раздел между Государством и Инвестором
- •59. Метод определения фактически достигнутой величины внд инвестора.
- •60. Проблема возмещения в ходе реализации срп прошлых затрат государства на геологоразведочные работы.
- •61. Как при выработке условий срп «защитить» собственника недр (Государство) от получения инвестором сверхприбыли?
- •62. Краткая характеристика срп «Сахалин-1».
- •63. Краткая характеристика срп «Сахалин-2».
- •Срп по проекту «Сахалин-2» предусматривает следующие платежи инвестора:
- •64. Краткая характеристика срп «Харьягинское месторождение».
- •65. Общая схема раздела продукции в соответствии с законом рф «о соглашениях о разделе продукции».
- •66. Краткая история возникновения и использования срп в мире.
- •67. Риски Инвестора и Государства при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа на условиях срп.
- •68. Перспективы использования раздела продукции в зависимости от текущей цены на нефть.
- •69. Раздел продукции в срп на месторождениях «Шираг, Азери и Гунашли» в Азербайджане.
- •70. Перечень ограничений на заключение срп в российском законодательстве.
69. Раздел продукции в срп на месторождениях «Шираг, Азери и Гунашли» в Азербайджане.
Азери-Чираг-Гюнешли — группа шельфовых нефтегазовых месторождений Азербайджана в южной акватории Каспийского моря, в 90 км к востоку от Баку.
Соглашение о разведке и разработке каспийских месторождений Азери, Чираг и глубоководной части Гюнешли был подписан в Баку 20 сентября 1994 года между правительством Азербайджанской Республики и международным консорциумом. Этот документ впоследствии был назван "контрактом века (для Азербайджана, разумеется) и "Гюлистанским договором" (по названию Дворца торжеств "Гюлистан", в котором проходила церемония подписания).
По предварительным оценкам азербайджанских специалистов, суммарные запасы всех трех блоков оцениваются более чем в 500 млн. тонн нефти. Однако Азери, Чираг и глубоководная часть Гюнешли нуждаются в доразведке. При этом по мнение специалстов западных компаний-участниц консорциума, реальные объемы запасов на контрактных структурах намного выше заявленных.
Действие контракта, подписанного в сентябре 1994 года, рассчитано на 40 лет. За это время от экспорта нефти, которая будет добыта на трех месторождениях, планируется получить около 50 млрд. долларов.
Глубина моря в районе месторождения колеблется от 110 до 180 метров. Гюнешли было открыто в 1981 году, а Чираг — в 1985 году и Азери — в 1987 году.
Относится к Южно-Каспийскому нефтегазоносному бассейну.
Общие запасы месторождения оцениваются в 930 млн тонн нефти и 0,6 трлн м³ природного газа. До начала соглашении в 1994 году запасы оценивались 500 млн тонн нефти.
Разработка месторождения осуществляется консорциумом, в который данный момент входят следующие компании:
BP Amoco (34,1367 %) — оператор
ChevronTexaco (10,2814 %)
SOCAR Azerbaijan (10 %)
INPEX (10 %)
Statoil (8,5633 %)
ExxonMobil (8,006 %)
TPAO (6,75 %)
Devon Energy (5,6262 %)
Itochu (3,9205 %)
Delta Hess (2,7213 %)
Нефть экспортирует по нефтепроводу Баку — Тбилиси — Джейхан в Европу, по Баку — Супса в Грузию и по Баку — Новороссийск в Россию.
Добыча на месторождении «Чираг» начата в 1997 году, на «Центральном Азери» — в начале 2005 года, «Западном Азери» — в начале 2006 года, «Восточном Азери» — в конце 2006 года. В конце апреля 2008 года началась добыча на глубоководной части месторождения «Гюнешли». С начала добычи нефти (в 1997 году) в рамках разработки азербайджанских морских месторождений Азери-Чираг-Гюнешли до настоящего времени было добыто 193 млн тонн нефти.Общая добыча нефти в 2009 году составляет 40,3 млн тонн.
70. Перечень ограничений на заключение срп в российском законодательстве.
Однако в первую очередь, привлечению инвестиций на условиях раздела продукции мешают так называемая ратификация - утверждение Парламентом как отдельных соглашений, так и перечня объектов, которые можно разрабатывать на условиях раздела продукции, а также наличие разного рода квот - соответствующие ограничения, вытекающие из закона "О СРП" - 30%, 70%, 80%: только 30% запасов может разрабатываться на условиях СРП, в проекте должно быть использовано не менее 70% российского оборудования и нанято не менее 80% местного персонала.
Стороны должны предусматривать в соглашениях условие, что не менее определенной части технологического оборудования для добычи полезных ископаемых и их переработки (если предусматривается соглашением), закупаемого инвестором с последующей компенсацией затрат компенсационной долей продукции, должно производиться на территории Российской Федерации.
Ограничения (недостатки):
В законе не прописаны и не сформулированы требования по охране окружающей природы и вопросы по соблюдению национальной безопасности. А также в формулировании закона отсутствует механизм контроля по соблюдению его правил, что оборудование, детали и конструкции должны быть российского производства, состав работников должен состоять из граждан России, не менее 80% всего персонала. Что самое важное - не прописаны условия ответственности за несоблюдение данных пунктов закона.
Существенным отрицательным моментом является, что пока проект не достигнет полной окупаемости затрат, государство кроме роялти ничего не получает, так как необходимо возмещать затраты. То есть практически полная возмещаемость затрат при их реализации, отсутствие четкой регламентации видов затрат и порога их ограничения, что ведет к существенному увеличению затрат по проектам и в итоге ухудшает их экономическую привлекательность для российской стороны, отдаляет сроки получения прибыли.
Во многих источниках минусом является тот факт, что «СРП не отвечает государственным интересам». Но в конце 2010 года глава МинЭнерго Сергей Шматко, в ходе выступления на правительственном часе в Госдуме высказал такое решение: «Думаю, что проекты СРП могут в дальнейшем применяться на новых территориях России. Для этого нужно очень внимательно подготовить законодательную базу, исследовать международный опыт».