Использование ключевых показателей эффективности при проведении оценки инвестиционных проектов по добыче нефти и газа Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

А. А. ВАСИЛЬЕВА*

Анна Александровна Васильева — аспирантка кафедры международных экономических отношений СПбГУЭФ.

В 2005 г. закончила СПбГУЭФ.

Автор 2 публикаций.

Область научной специализации: мировая экономика.

^ ^ ^

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КЛЮЧЕВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ОЦЕНКИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА**

Нефтегазовый сектор занимает важное место в структуре ТЭК РФ. В свою очередь проекты по разведке и вводу в разработку нефтегазовых участков недр оказывают серьезное влияние на экономическое развитие РФ.

Для оценки инвестиционных проектов по добыче нефти и газа, как правило, применяется ряд ключевых показателей эффективности (КПЭ, key performance indicators — KPI), которые, согласно мировым стандартам оценки, вычисляются на основе чистого денежного потока, генерируемого проектом (ЧДП, net cash flow — NCF). При этом существуют сложности с оценкой эффективности нефтегазовых проектов, связанные с невозможностью точного прогнозирования и подтверждения на долгосрочную перспективу в 15-30 лет данных, используемых при расчетах денежных потоков оцениваемого проекта.

Реализация инвестиционных добычных проектов в нефтегазовой сфере (т. е. проведение геологоразведочных работ, освоение месторождений, создание инфраструктуры) характеризуется высокой степенью риска, что обусловлено1:

1) длительными сроками реализации проектов: 15-30 лет и более;

2) значительным объемом необходимых капитальных вложений (100-1000 млн долл. США и более) и эксплуатационных затрат (на практике в среднем 3-5 % ежегодно от суммы освоенных капитальных вложений);

3) условиями существующей лицензионной системы недропользования, согласно которым компания приобретает не нефтегазовый участок недр, а право на разведку и добычу нефти или газа с лицензионного участка. Таким образом, есть вероятность потери лицензии на месторождение в случае невыполнения условий лицензионного соглашения по срокам ввода в эксплуатацию, по объемам проведения геологоразведочных работ и утвержденному уровню добычи, а следовательно — вероятность потери вложенных средств в нефтегазовый проект;

4) постоянным ростом налоговой нагрузки (налог на добычу полезных ископаемых (на единицу добытого сырья), экспортная пошлина на нефть);

5) отсутствием гарантии уровня запасов месторождений.

Данные риски учитываются при построении ЧДП проекта, в основном в части выбора нормы доходности. Поскольку расчет КПЭ базируется на денежных потоках проекта, основной задачей является определение ЧДП. При некорректном расчете ЧДП КПЭ будут давать неверный результат. Под ЧДП инвестиционного проекта понимается разница между суммой поступлений и суммой выплат денежных средств, связанных исключительно с реализацией оцениваемого проекта (выручка от реализации, капитальные вложения, текущие затраты, налоговые выплаты).

В целях проведения расчетов ЧДП разбивается в рамках горизонта планирования по временным периодам: на практике в добычных проектах принимается год как интервал прогнозирования (нижний предел — календарный месяц). При этом принимается допущение, что деятельность по проекту внутри интервала прогнозирования полностью описывается итоговыми значениями денежных потоков к концу

интервала прогнозирования, т. е. дискретность возникновения всех числовых величин привязана к концу

2

каждого интервала прогнозирования .

При проведении оценки проект условно можно разделить на три фазы:

1) предынвестиционная (анализ возможностей, подготовка бизнес-плана, инвестиционного замысла, ТЭО, продвижение и согласование проекта), средняя продолжительность фазы — 2-4 года, стоимость проведения этапа оценивается в 1-5 % от суммарных затрат по проекту (3-5 % от объема капитальных вложений);

2) инвестиционная (подготовка проектной документации, приобретение основных средств, проведение СМР и ПНР), средняя продолжительность фазы — 3-6 лет, стоимость проведения этапа оценивается в 3050 % от суммарных затрат по проекту (95-97 % от объема капитальных вложений);

* © А. А. Васильева, 2008

Статья публикуется по рекомендации доктора экономических наук, профессора И. А. Максимцева.

3) эксплуатационная (добыча нефти и газа), средняя продолжительность фазы — 10-30 лет, стоимость — 50-70 % от суммарных затрат по проекту.

Наиболее рискованной с позиции негативного влияния на КПЭ является инвестиционная фаза, в ходе которой происходит основной отток денежных средств инвестора в приобретение или возведение объектов основных средств и в то же время отсутствует поступление денежных средств, которое начнется с наступлением эксплуатационной фазы.

Оценка эффективности инвестиционного проекта в нефтегазовой сфере, как в мировой, так и в российской практике, как правило, базируется на расчете и интерпретации следующих КПЭ (приведены в порядке распространенности их применения):

1. Чистый дисконтированный доход (ЧДД, чистая текущая стоимость, net present value — NPV). Метод расчета: определение чистой текущей стоимости, на которую может увеличиться стоимость компании, реализующей проект, путем дисконтирования ЧДП проекта на выбранную ставку дисконтирования. Ставка дисконтирования (дисконт, discount rate) — норма доходности, требуемая инвестором с учетом рисков и темпа снижения ценности денежных ресурсов, нарастающего с течением времени реализации проекта. Чем выше риски, возникающие при реализации инвестиционного проекта, тем также выше для их компенсации норма доходности, приемлемая для инвестора3. При оценке нефтегазовых проектов в основном рекомендуется использовать дисконт в интервале 10-15 %. ЧДД находится в существенной зависимости от заданного дисконта и может в зависимости от величины дисконта иметь положительное или отрицательное значение. Интерпретация: положительная величина ЧДД подтверждает целесообразность вложения средств в проект, при отрицательной величине от проекта следует отказаться или в случае положительного кумулятивного ЧДП — снизить дисконт, так как отрицательный ЧДД означает не убыточность проекта, а неполучение требуемой инвестором нормы доходности на вложенные средства4. Таким образом, главным недостатком данного метода является высокая чувствительность ЧДД от ставки дисконтирования. При этом ЧДД является одним из основных КПЭ, на которые ориентируется инвестор при принятии решения о реализации проекта по добыче нефти или газа.

2. Внутренняя норма доходности (ВНД, internal rate of return — IRR). Метод расчета: определяется как норма доходности, при которой дисконтированная стоимость денежных оттоков равна дисконтированной стоимости притоков по проекту, т. е. ЧДД равен нулю (дисконтированные затраты полностью окупаются). Интерпретация: проект следует принять к реализации, если ВНД больше ставки дисконтирования или при соответствующем требовании инвестора — больше стоимости инвестированного в проект капитала. Данный КПЭ показывает уровень доходности проекта (вне зависимости от принятой ставки дисконтирования) и поэтому является одним из основных ориентиров инвестора при оценке и выборе проекта. ВНД также может трактоваться как максимальная ставка по привлекаемым заемным средствам, которую может выдержать по доходности проект. ВНД вследствие принципа его расчета связан по выдаваемому результату с ЧДД: если ВНД больше ставки дисконтирования, то ЧДД положителен, и наоборот. Одним из недостатков данного КПЭ является то, что ВНД не учитывает масштабы оцениваемых проектов (в данном случае оценивать альтернативные проекты лучше по ВНД совместно с PI)5.

3. Простой (payback period — PP) и дисконтированный (discounted payback period — DPP) сроки окупаемости. Метод расчета: определение срока, за который суммарный накопленный приток денежных средств сравнивается с суммарной суммой вложенных средств в проект. Интерпретация: чем короче срок, тем больше ЧДП в первые годы реализации проекта и тем эффективнее нефтегазовый проект, особенно для компаний, имеющих затруднения с ликвидностью. Проект рекомендуется к реализации, если окупаемость имеет место и если ее срок не превышает установленного инвестором срока. Период окупаемости нефтегазовых добычных проектов может составлять 10-25 лет. Срок окупаемости не является основополагающим КПЭ при принятии решении об инвестировании в проект, что обусловлено существенным недостатком данного метода оценки: игнорируется ЧДП после наступления срока окупаемости, т. е. не учитывается весь период функционирования проекта, что может привести к недооценке проекта и принятию неверного решения об отказе от его реализации. Учет временной стоимости денежных средств происходит при расчете DPP, т. е. определения срока, когда дисконтированные денежные притоки покрывают дисконтированные денежные оттоки по проекту. При оценке нефтегазовых проектов принято указывать как простой, так и дисконтированный сроки окупаемости6.

4. Индекс прибыльности (profitability index — PI). Метод расчета: при оценке нефтегазовых добычных проектов целесообразно использовать индекс прибыльности дисконтированных затрат, т. е. отношение суммы накопленных дисконтированных денежных потоков к сумме накопленных дисконтированных денежных оттоков. Интерпретация: проект эффективен при PI больше единицы. PI позволяет определить, насколько возрастает стоимость компании в расчете на одну денежную единицу вложенных средств в нефтегазовый проект. PI также характеризует запас прочности нефтегазового проекта в случае снижения доходов или роста затрат (например, если PI равен 4, то проект останется эффективным для инвестора даже в случае, если доходы снизятся или затраты вырастут в 4 раза). Одно из преимуществ PI заключается в том, что показатель позволяет корректно сравнивать проекты, различающиеся своими масштабами, что особо значимо для нефтегазовых проектов. Кроме того, PI находится в корреляции с ЧДД (если ЧДД — положительная величина, то PI — больше единицы, и наоборот)7.

Все вышеуказанные КПЭ, за исключением сроков окупаемости, являются временными производными, т. е. их значения находятся в прямой зависимости от выбранного горизонта прогнозирования проекта. При проведении оценки инвестиционного проекта следует учитывать значительное влияние на КПЭ такого параметра, как срок реализации проекта: чем короче срок — тем меньше сумма ЧДП, и, следовательно, ниже результаты проекта по КПЭ.

Приведенные КПЭ использовались при оценке разработки следующих месторождений: Пильтун-Астохское и Лунское месторождения нефти и газа (проект Сахалин-2: англо-голландская "Royal Dutch Shell", японские "Mitsui", "Mitsubishi"), Приразломное нефтяное месторождение (ОАО «Газпром») и Штокмановское газоконденсатное месторождение (ОАО «Газпром», французская "Total", норвежская "Statoil Hydro") и др.

Приведенные ключевые показатели эффективности дают характеристику рентабельности проекта по добыче нефти и газа, отражают экономические результаты реализации проекта и позволяют инвестору принять решение об инвестировании, основываясь на уровне потенциальной доходности проекта.

Методы расчета КПЭ разработаны с учетом следующих принципов: вложенные средства должны быть полностью возмещены, чистый доход от проекта должен быть достаточен с точки зрения инвестора для компенсации временного отказа от использования средств и рисков, связанных с проектом. Целесообразно применять одновременно четыре вышеуказанных метода для оценки проекта и принятия решения об его реализации.

Наиболее значимыми КПЭ при принятии решения об инвестировании в нефтегазовый добычный проект являются ЧДД и ВНД, позволяющие инвестору в результате расчетов получить конкретные значения абсолютного эффекта от проекта в денежном выражении (ЧДД) и относительной эффективности проекта в процентном выражении (ВНД) и принять верное управленческое решение.

ЛИТЕРАТУРА

1 Буш Дж., Джонстон Д. Управление финансами в международной нефтяной компании / Пер. с англ. — М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2003. — С. 129-139.

2 Кольцова И. В., Рябых Д. А. Практика финансовой диагностики и оценки проектов. — М.: ООО «И.Д. Вильямс», 2007. — С. 253-254.

3 Ciarah Walsch. Key management ratios. 4th ed. FT Prentice Hall, 2006. — Р. 74-76.

4 Кольцова И. В., Рябых Д. А. Указ. соч. — С. 341-344.

5 Есипов В. Е. и др. Экономическая оценка инвестиций. — СПб.: Вектор, 2006. — С. 138-140.

6 Richard A. Brealey, Steward C. Myers. Principles of corporate finance, 7th ed. The McGraw-Hill/Irwin Higher Education. — Р. 94-96.

7 Киселева Н. В., Боровикова Т. В., Захарова Г. В. и др. / Под ред. Г. П. Подшиваленко и Н. В. Киселевой. Инвестиционная деятельность. — М.: КНОРУС, 2005. — С. 259-279.