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