Обоснование и выбор предпочтительного варианта инвестиционного проекта нефтегазовой компании

В статье рассмотрены прикладные аспекты выбора наиболее предпочтительного варианта инвестиционного проекта нефтегазовой компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов и нестабильности экономической ситуации в стране.

В условиях экономической и политической неопреде­ленности страны перед многими нефтегазовыми компания­ми стоит проблема экономического обоснования и выбора предпочтительного варианта инвестиционного проекта к его реализации. Немаловажное значение при этом имеет выбор форм финансирования инвестиционного проекта, среди ко­торых приоритетной в настоящее время является проектное финансирование.

К основным преимуществам проектного финансирова­ния можно отнести следующие:

1) значительные объемы финансирования;

2) длительные сроки кредитования;

3) возможность получения отсрочки в погашении основ­ного долга на инвестиционной стадии развития проекта;

4) консультационная поддержка со стороны банка на всех этапах реализации проекта;

5) возможность погашения текущей задолженности по кредитам других банков, выданных на цели проектного фи­нансирования;

6) источником возврата вложенных кредитных ресурсов в бизнес-проект является прибыль от реализации инвестицион­ного проекта, обособленная от финансовых результатов теку­щей деятельности предприятия.

Проблемы обоснования и выбора предпочтительного ва­рианта инвестиционного проекта порождают необходимость формирования инвестиционного обеспечения инновацион­ных процессов, сопровождающих реализацию проекта. Как отмечает Т. Б. Лейберт , «инвестиционное обеспечение инно­вационных процессов представляет собой совокупность ме­тодов и моделей инвестирования, комплекс инвестиционных ресурсов для реализации стратегических целей и задач вну­треннего и внешнего инновационного развития предприятия, заключающихся в получении доходов, приращении активов в будущем или достижении иного положительного эффекта»;

методический подход к организации мониторинга функци­онирования системы инвестиционного обеспечения предпо­лагает определение объемов инвестирования для реализации очередного этапа инвестиционной стратегии.

В качестве оценки инвестиционного проекта использу­ются такие показатели, как чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности проекта, индекс доходности.

В качестве универсального критерия выбора предпочти­тельного варианта инвестиционного проекта нефтегазовой компании выступает чистый дисконтированный доход, харак­теризующий эффективность проекта в целом и приемлемый как для разрабатываемых месторождений, так и для вновь вво­димых.

Величина чистого дисконтированного дохода определя­ется по следующей формуле:

S А. П Е.

npv = а —— – а —— £(1 + г у £,(1 + г у

где NPV – дисконтированный поток денежной налично­сти;

i – номер частного периода в расчетном периоде времени n (i=1, 2, …, n);

n – жизненный цикл инвестиционного проекта;

Д. – денежный поток (отток) денежных средств или доход; r – норма (ставка) дисконта;

К. – сумма инвестиций в i-м периоде.

Как правило, при разработке нового месторождения со­ставляются несколько вариантов инвестиционных проектов: базовый, пессимистичный и оптимистичный. При базовом варианте разрабатываются единые сценарные условия на 40 лет, включая учет макроэкономических показателей. Так, на­пример, при разработке базового варианта инвестиционного проекта, связанного с разработкой месторождения, одной из крупнейших нефтегазовых компаний в проекте были учтены рост цены на нефть марки BFO DTD и марки Urals MOM, а также рост номинального курса национальной валюты.

Средняя цена на нефть марки Urals MOM на мировом рынке за 2015-2044 год принята на уровне 152,5 долл./баррель. В доходную часть входит реализация нефтяного газа, цена реа­лизации газа на мировом рынке составляет за 2015 г. 2663 руб./ тыс. м.

Величина налоговых отчислений и платежей, а также пла­тежей в бюджетные и во внебюджетные фонды определялась в соответствии с действующим в 2015 г. в Российской Федера­ции Налоговым кодексом. Согласно Федеральному Закону от 26.11.2008 г. № 224-ФЗ продлевается срок действия специфиче­ской ставки налога на добычу полезных ископаемых при до­быче нефти. Налоговая ставка согласно Федеральному Закону составит 6430 руб./т.

Размер экспортной пошлины также дифференцирован в зависимости от уровня цены на нефть на внешнем рынке. Согласно тому же Федеральному Закону от 07.05.2004 г. № 33- ФЗ изменена шкала экспортной пошлины на нефть: при цене нефти выше 25 долл./барр. – ставка равна 29,2 долл./т плюс 65 % от разницы между ценой «Юралс» в долларах за 1 тонну и 182.5 долларов (где 182,5 – цена «Юралс» в долларах за 1 тонну, как 25 долл./барр.»7,3). Таким образом, размер экспортной по­шлины составил 358,8 долл./т, то есть примерно 12737,4 руб./т.

Согласно действующему Налоговому кодексу РФ в соста­ве эксплуатационных затрат учитываются налоги и отчисле­ния, относимые на себестоимость продукции. Кроме налогов и отчислений, включаемых в состав эксплуатационных затрат, учитываются налоги, относящиеся на финансовые результаты или уплачиваемые в счет уменьшения прибыли предприятия. Все эти виды налогов формируются при расчете показателей коммерческой и бюджетной эффективности эксплуатации месторождения, сумма всех налогов составляет доход государ­ства от проекта.

Определение эксплуатационных затрат осуществляется с использованием удельных затрат, которые формируются на основе фактической калькуляции затрат за базовый период, выбранный для проведения расчетов эффективности. После определения капитальных и текущих затрат с учетом налогов и иных отчислений осуществляется расчет показателей, харак­теризующих экономическую эффективность инвестиционно­го проекта.

Выбор наиболее рационального варианта разработки ме­сторождения, позволяющего достичь максимальный коэффи­циент нефтеотдачи пласта, определяется исходя их положи­тельного потока денежной наличности.

К капитальным вложениям были отнесены затраты, не­обходимые для осуществления поисковых работ, пробной эксплуатации скважин и месторождения, разработки, строи­тельства и обустройства скважин при бурении, затраты на по­верхностное обустройство.

Кроме того, в состав капитальных затрат входят прочие затраты и затраты на природоохранные мероприятия (в про­центном отношении к общей сумме капитальных затрат). Оценка капитальных вложений проводилась по вариантам разработки отдельных эксплуатационных объектов и в целом по месторождению. Стоимостные показатели по капиталь­ным вложениям, необходимые для обустройства месторожде­ния, приведены в таблице 1 в соответствии с динамикой ввода объектов, представленной в технологической части инвести­ционного проекта.

,Как видно из таблицы 1, за период освоения месторож­дения и проведения геологоразведочных работ 2004-2015 гг. объем инвестиционных расходов составит 22,9 млрд руб., а за период проведения операционной деятельности объем инве­стиционных затрат, связанных с обустройством месторожде­ния, составит 3 млрд руб.

При определении эксплуатационных затрат были ис­пользованы данные калькуляции себестоимости добычи неф­ти на месторождении, а также принимались во внимание технологические показатели вариантов разработки эксплуата­ционных объектов и месторождения в целом.

Оценка эксплуатационных расходов была выполнена в соответствии с текущими удельными затратами с учетом про­ектируемых показателей по добыче нефти, среднедействую­щего фонда скважин и закачки воды по следующим элемен­там затрат:

– обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

– затраты на электроэнергию; сбор и транспорт нефти;

– затраты на подготовку нефти; амортизация скважин и прочих основных фондов;

– затраты на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов;

– налоги и платежи, включаемые в себестоимость нефти.

Таблица 1 – Инвестиционные затраты по проекту по разработке месторождения за планируемый период, млн руб.

Вид инвестиционных затрат	Величина затрат за 2004-2044 годы	Величина затрат за 2015-2044 годы
Бурение скважин	15 064,1	201,3
Оборудование, не входящее в сметы строек	1 523,7	883,0
Строительство, всего	6 148,6	2 015,9
в том числе:
ПИР	327,7	100,8
оборудование	2 023,0	806,4
оборудование (передача в монтаж)	1 211,6	806,4
СМР	3 481,3	1 007,9
прочие расходы (строительство)	316,6	100,8
Всего инвестиционные расходы	22 918,6	3 100,2

 

Таблица 2 – Операционные затраты по инвестиционному проекту за планируемый период, млн руб.

Вид операционных затрат на добычу нефти	Величина затрат за 2004-2044 годы	Величина затрат за 2015-2044 годы
Эксплуатационные затраты (без налогов и амортизации), всего	34 707,8	26 314,5
Расходы на подготовку и освоение производства	313,1	201,8
Расходы по добыче нефти и газа, сбор газа попутного	17 259,9	13 911,8
Расходы по искусственному воздействию на пласт	7 158,7	6 044,3
Расходы по транспортировке нефтесодержащей жидкости и газа	686,8	447,3
Расходы по технологической подготовке нефти	1 626,4	1 054,5
Расходы по транспортировке нефти и газа	234,8	33,4
Общепроизводственные расходы	5 306,2	3 813,0
Прочие производственные расходы	478,1	463,5
Внепроизводственные расходы	1 643,7	344,9

Таблица 3 – Исходные технические данные для расчета экономических показателей по инвестиционному проекту

Показатель	За 2004-2044 годы	За 2015-2044 годы
Добыча углеводородного сырья, всего, тыс. ТУТ	22 550	10 603
в том числе:
добыча нефти, тыс. т	17 692	8 185
использование нефтяного газа, млн. м3	4 859	2 418
Товарные углеводороды, тыс. ТУТ	22 290	10 603
в том числе:
товарная нефть, тыс. т	17 669	8 185
товарный нефтяной газ, млн. м3	4 621	2 418

Таблица 4 – Результаты определения денежного потока по инвестиционному проекту в базовом варианте

Показатель	За 2015-2044 годы	За 2015-2024 годы
Добыча углеводородного сырья, тыс. т	10603	8450
Выручка от продажи продукции, млн руб.	134 595	96 632
Операционные расходы с учетом инфляции, млн руб.	38442	15938
Налоги и платежи (НДПИ, налог на имущество, налог на прибыль), млн руб.	63021	49774
Инвестиционные затраты с учетом инфляции, млн руб.	4748	1456
Денежный поток от операционной деятельности, млн руб.	28788	–
Денежный поток от инвестиционной деятельности, млн руб.	4748	–
Чистый денежный поток, млн руб.	24039	24769
Денежный поток с учетом вероятности, млн долл.	720	656

Состав операционных затрат на добычу нефти и их значе­ние за период инвестиционного планирования по месторож­дению представлен в таблице 2.

По данным таблицы 2 видно, что общая величина опера­ционных затрат на добычу нефти за 2004-2015 год составляет 34,7 млрд руб., а за 2015-2044 годы – 26,3 млрд руб. соответ­ственно.

По прогнозным оценкам запасов в качестве технологиче­ских данных по проекту выступают прогнозные объемы добы­чи нефти и газа за период действия лицензионного участка. Исходные технологические данные для расчета экономиче­ских показателей эффективности инвестиционного проекта по разработке месторождения приведены в таблице 3.

Как видно из таблицы 3, за период 2004-2015 годы про­гнозный объем углеводородного сырья составит 22 550 тыс. ТУТ, а за 2015-2044 годы – 10 603 тыс. ТУТ. Объем товарных углеводородов за 2004-2015 годы на 1,15 % меньше, что объ­ясняется технологическими потерями.

На основе данных о технических показателях, инвестици­онных и операционных затратах по инвестиционному проекту рассчитывается денежный поток от инвестиционной и опера­ционной деятельности и суммарный денежный поток. При этом данный показатель рассчитывают с учетом дисконтиро­вания и без дисконтирования. Результаты определения денеж­ного потока по инвестиционному проекту в базовом варианте представлены в таблице 4.

 

Таблица 5 – Оценка эффективности инвестиционного проекта по разработке месторождения

Показатель	Срок планирования проекта
	2015-2044	2004-2044
Добыча углеводородного сырья, тыс. т	10603	22550
Добыча нефти, тыс. т	8185	17692
Добыча нефтяного газа, тыс. м3	2418	4859
Операционные расходы, млн руб.	38 442	46 836
Инвестиционные расходы, млн руб.	4 748	24 567
Год начала проекта		2004
NPV (чистый приведенный доход), млн долл.	470	294
IRR (внутренняя норма доходности)	500	240
Экономически обоснованный срок окупаемости, лет	17
NPV (чистый приведенный доход), млн долл.	474
IRR (внутренняя норма доходности), %	500

Как видно из таблицы 4, при базовом варианте инвести­ционного проекта суммарный чистый денежный поток от инвестиционной и операционной деятельности за период 2015-2044 гг. составит 24 млрд руб. с учетом благополучного сценария макроэкономической ситуации в стране.

Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта месторождения представлена в таблице 5.

Как видно из таблицы 5, по инвестиционному проекту в базовом варианте наблюдается положительное значение чи­стого приведенного дохода, который составил за срок реали­зации проекта (2015-2044 гг.) 470 млн долл., внутренняя норма доходности составляет больше 100%, экономически обосно­ванный срок окупаемости проекта составляет 17 лет.

Приведенные выше расчеты и их анализ показывает, что даже в отношении единичного инвестиционного проекта ре­шение о его принятии не всегда очевидно, поскольку выбор нужного критерия может при определенных условиях помочь обосновать то или иное решение. Это связано с тем, что на предприятии первоочередном считают базовый вариант ин­вестиционного проекта с учетом заданных единых сценарных макроэкономических условий с положительной их динами­кой. Очевидно, что ситуация резко может усложниться, если приходится оценивать несколько проектов, причем находя­щихся в различных отношениях взаимозависимости. Однако даже на интуитивном уровне можно предположить, что такие расхождения могут возникнуть и внутри группы однородных критериев.

Взаимосвязи между критериями, основанными на дис­контированных оценках, несколько более сложны. В частно­сти, существенную роль играет то обстоятельство, идет ли речь о единичном проекте или инвестиционном портфеле, в кото­ром могут быть как независимые, так и взаимоисключающие проекты. Единичный проект является частным случаем порт­феля независимых проектов. В этом случае критерии чистый дисконтируемый доход (ЧДД), индекс доходности дисконти­руемых затрат (ИДДЗ) и внутренняя норма доходности (ВНД) дают одинаковые рекомендации по поводу принятия или иг­норирования проекта. Иными словами, проект, приемлемый по одному из этих критериев, будет, приемлем и по другим. Причина такого «единодушия» состоит в том, что между пока­зателями ЧДД, ИДДЗ, ВНД, норма дисконтирования (Е) име­ются очевидные взаимосвязи:

если ЧДД > 0, то одновременно ВНД > Е и ИДДЗ > 1; если ЧДД <0, то одновременно ВНД < Е и ИДДЗ < 1; если ЧДД = 0, то одновременно ВНД = Е и ИДДЗ = 1. Однако независимыми проектами не исчерпывается все многообразие доступных вариантов инвестирования средств. Например, в условиях исследуемой нефтегазовой компании имеет место ситуация, когда необходимо сделать выбор из нескольких возможных для реализации инвести­ционных проектов. Причины могут быть разными, в том числе и ограниченность доступных финансовых ресурсов, означающая, что некоторые из приемлемых в принципе проектов придется отвергнуть или отложить на будущее. Возможна и такая ситуация, когда величина источников средств и их доступность заранее точно не определены или меняются с течением времени. В этом случае требуется, по крайней мере, ранжировать проекты по степени приори­тетности независимо от того, являются они независимыми или взаимоисключающими. Может поменяться политико­экономическая ситуация в стране, которая приведут к ухуд­шению единых сценарных условий.

Оказывается, что во всех приведенных ситуациях сделать однозначный вывод не всегда возможно. Рассмотрим этот во­прос на примере первичного инвестиционного портфеля, включающего различные варианты инвестиционных проектов по разработке участка месторождения. В таблице 6 приведены исходные данные и аналитические коэффициенты по несколь­ким проектам (ставка дисконтирования составляет 20%). Тре­буется оценить целесообразность выбора одного из них.

Результаты выполненных расчетов подтверждают сделан­ный ранее вывод о том, что возможна различная упорядочен­ность проектов по приоритетности выбора в зависимости от используемого критерия. Прежде всего, необходимо еще раз подчеркнуть, что методы, основанные на дисконтированных оценках, с теоретической точки зрения являются более обо­снованными, поскольку учитывают временную компоненту денежных потоков. Вместе с тем они относительно более тру­доемки в вычислительном плане.

Таким образом, основной вывод состоит в том, что из всех рассмотренных критериев наиболее приемлемыми для при­нятия решений инвестиционного характера являются крите­рии ИДДЗ, ЧДД, ВНД и дисконтируемый срок окупаемости (ДСО).

 

Таблица 6 – Выбор предпочтительных вариантов инвестиционных проектов по разработке месторождения (структур), млн руб.

Год	Денежные потоки инвестиционных проектов
	Проект 1	Проект 2	Проект 3	Проект 4
1	-160	-227	-156	-940
2	95	215	112	258
3	177	258	276	362
4	220	220	241	534
5	198	207	–	577
6	112	181	–	556
7	56	125	–	452
8	39	34	–	362
9	–	–	–	211
10	–	–	–	125
ЧДД, млн. руб.	600	832	609	1824
Индекс доходности	1,65	1,60	1,55	1,49
ВНД, %	77	87	90	33
Срок окупа­емости, год	2,4	2,1	2,2	3,8

Статья опубликована в Евразийском юридическом журнале № 10 (89) 2015