Экономические механизмы повышения надежности разработки нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат экономических наук Круглыхин, Андрей Валерьевич

• Круглыхин, Андрей Валерьевич
• кандидат экономических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат экономических наук Круглыхин, Андрей Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. РЕАЛЬНАЯ ФИНАНСОВАЯ ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИЙ.

1.1. Проблема реальной финансовой оценки инвестиций.

1.2. Традиционный расчет денежного потока.

1.3. Анализ баланса.

1.4. Расчет бухгалтерского баланса нефтедобывающего предприятия

1.5. Сравнительный анализ двух подходов.

1.6. Особенности учета НДС и налога на прибыль.

1.7. Некоторые выводы.

2. ДЕЙСТВУЮЩАЯ НАЛОГОВАЯ СИСТЕМА И СРП. ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ СРАВНЕНИЕ.

2.1. Анализ чувствительности.

2.2. Целевая шкала раздела Прибыльной нефти.

2.3. Начальный дебит добывающей скважины.

2.4. Минимально рентабельный дебит добывающей скважины.

2.5. Меры налогового стимулирования.

3. ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИОННЫХ РИСКОВ: ОБЩИЕ ПОДХОДЫ И ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ.

3.1. Моделирование рисков инвестиционных проектов.

3.2. Стратегия Инвестора.

3.3. Сценарии входных параметров.

3.4. Имитационное моделирование рисков налоговых режимов.

3.5. Сравнение налоговых режимов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экономические механизмы повышения надежности разработки нефтяных месторождений»

Актуальность темы исследования обусловлена необходимостью проведения экономической оценки инвестиционных решений с учетом реальных факторов риска, существующих при разработке нефтяных месторождений, и необходимостью создания механизма взаимодействия между Инвестором и Государством, адекватного специфическим условиям нефтяной отрасли.

Принятие инвестиционного решения без оценки рисков, связанных с ним, является недопустимым упрощением реальной ситуации. В области нефтедобычи это особенно актуально, поскольку нефтяная отрасль характеризуется набором специфических рисков, зачастую определяющих сам характер инвестиций. Разработка нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (по оценкам, их доля на сегодняшний день достигает 55-60% и продолжает расти [20]) требует повышенных капитальных вложений и эксплуатационных затрат и влечет за собой ряд дополнительных рисков, связанных с инновационной деятельностью; кроме того, необходимо решить ряд технических и технологических проблем. При этом огромная масса российских нефтяных месторождений имеет запасы крайне низкой степени разведанности, существенно недостаточной для надежного планирования добычи и капитальных вложений. Все это означает высокий риск разработки в силу отсутствия необходимой геолого-экономической информации, которую можно получить только за счет доразведки месторождения или же непосредственно в процессе его разработки. В этих условиях адекватная оценка риска разработки нефтяного месторождения становится одним из решающих факторов успешности развития нефтяной компании.

Огромное влияние на оценку риска оказывает характер взаимоотношений между Инвестором и Государством. Можно согласиться с тем, что практически каждая категория запасов требует своего индивидуального подхода как в технологической области, так и в области налогообложения. Чем гибче налоговая система, тем больше запасов с разнообразными геолого-экономическими параметрами можно вовлечь в разработку. В настоящее время много споров идет о необходимости изменения экономического механизма действующей налоговой системы с учетом специфики нефтяной отрасли, а также об использовании механизма Соглашения о разделе продукции или отдельных его идей. Много вопросов вызывает целесообразность и пути такого изменения, и отдельным большим пунктом является сравнение экономических механизмов с позиций разных участвующих сторон с точки зрения инвестиционных рисков и финансово-экономической надежности разработки. Для режима СРП существенным в этом плане моментом может стать построение адекватной шкалы раздела Прибыльной продукции, а реальное поведение Инвестора может внести свои коррективы в первоначальные оценки привлекательности того или иного экономического механизма взаимодействия Инвестора и Государства.

Совершенствование налоговой системы позволяет не только снизить требования к качеству запасов, вовлекаемых в разработку, и тем самым расширить их спектр, но и резко уменьшить разнообразные риски Инвестора при разработке трудноизвлекаемых запасов низкой степени разведанности. Одно и то же месторождение в условиях адекватной налоговой системы будет обладать значительно большей финансово-экономической устойчивостью к изменению геологических и экономических условий разработки: цен, затрат, дебитов, запасов и т.д. В равной степени это утверждение справедливо относительно

Государства. Стабильно работающий Инвестор (нефтедобывающее предприятие) обеспечивает не только устойчивую добычу нефти, но и стабильные платежи в бюджет, стабильные рабочие места. И это несмотря на возможные трудности разного рода, начиная от неподтверждения запасов на какой-то определенной площади и заканчивая мировым финансовым кризисом — налоговая система должна гибко приспосабливается к такого рода изменениям, перераспределяя налоговую нагрузку. При этом не будет происходит срыва добычи и налоговых поступлений Государству из-за неожиданного банкротства или неплатежеспособности нефтедобывающего предприятия. Кроме того, низкие риски Инвестора позволяют привлечь так необходимые сегодня финансовые ресурсы (прежде всего российские) в реальный сектор за сравнительно низкую плату, тем самым снизив издержки финансирования проекта.

При рассмотрении путей совершенствования налоговой системы и при сравнении различных экономических механизмов взаимодействия Инвестор-Государство, как правило, не учитывается тот факт, что в различных налоговых режимах и поведение Инвестора будет различным. В самом простом случае это означает разные объемы капитальных вложений и разные уровни добычи. В более сложных случаях разные налоговые режимы приводят к применению разных технологий и технологических подходов, например стимулирование инвестиций может подтолкнуть Инвестора к применению очень капиталоемкого «газового заводнения».

Именно поэтому прямое сравнение одного и того же технологического варианта с целью выяснения вопроса, какой из налоговых режимов предпочтительней для Инвестора и для Государства, является не вполне корректным. Необходимо смоделировать поведение Инвестора, стремящегося максимизировать свою прибыль с учетом риска. Эта задача не является простой и даже не является однозначной, ведь возможна масса вариантов стратегий поведения Инвестора. Однако, исходя из довольно простых соображений, можно смоделировать поведение Инвестора в плане выбора количества скважин на новом месторождении и политики в области их отключения по пределу рентабельности. Такая модель приводит к разным объемам капиталовложений и уровням добычи при разных налоговых режимах и позволяет анализировать поведение Инвестора при изменении таких параметров, как величина запасов нефти, амплитуда дебитов, уровень эксплуатационных затрат, цены на нефть и другие факторы риска.

Сегодняшнее положение дел не позволяет определить «справедливую» цену месторождения при продажи прав на его разработку на конкурсной основе. Государственным органам предлагаемая цена кажется недостаточной, компаниям-инвесторам -запредельной. Если объединить два характеризующих запасы фактора (низкая степень разведанности и плохая структура запасов) в одном понятии «плохое качество запасов», то можно сказать, что плохое качество запасов - причина их низкой цены на конкурсах по продаже. Кардинальным решением проблемы отсутствия информации на момент подписания является перенос выплаты Государству основной части «реальной» стоимости месторождения с момента подписания на период разработки, когда такая информация появляется. Причем не только геолого-экономическая, но и чисто экономическая, например, фактическая цена на нефть, которую принципиально невозможно знать заранее («разведать»). А для этого необходим экономический механизм, связывающий величину выплат Государству с фактической прибыльность разработки данного конкретного месторождения.

Финансово-экономическая оценка инвестиционных проектов основана на моделировании денежного потока проекта. В рамках финансово-экономической оценки проектов разработки нефтяных месторождений денежный поток моделируется, как правило, без учета соответствующих изменении в оборотном капитале нефтедобывающего предприятия. Такой подход не позволяет адекватно отразить фактическое движение денежных средств по счетам нефтедобывающего предприятия и учесть в полной мере многие аспекты реальной финансово-хозяйственной и коммерческой деятельности нефтедобывающего предприятия. Инвестиции в оборотный капитал могут существенно изменить первоначально данную оценку прибыльности проекта, особенно для условий, аналогичных Соглашению о разделе продукции.

Одной из категорий статей оборотного капитала являются дебиторская и кредиторская задолженности. Иными словами, покупатели нефти рассчитываются с предприятием не сразу, «мгновенно», а с некоторой задержкой, достигающей обычно несколько месяцев. То же самое справедливо относительно поставщиков и подрядчиков нефтедобывающего предприятия -предприятие обычно оплачивает приобретенные товарно-материальные ценности и услуги не сразу, а с некоторой задержкой. Реалистичный расчет денежного потока проекта должен учитывать эти моменты. Следует заметить, что отсрочка или задержка платежей не имеет прямого отношения к российской проблеме неплатежей. Отсрочка платежей является совершенно нормальной характеристикой деловой практики для любой развитой экономики. Учет конечности сроков расчета с покупателями (дебиторами) и поставщиками и подрядчиками (кредиторами) может привести к существенной корректировке финансово-экономической оценки инвестиций в разработку нефтяного месторождения. Кроме того, с этой же целью необходимо учесть инвестиции в производственные запасы, незавершенное производство, МБП, а также денежные потоки, связанные с начислением и уплатой НДС.

Комплексно учесть все эти факторы с единых позиций для разных налоговых систем можно с помощью моделирования бухгалтерского баланса нефтедобывающего предприятия, который по сути является финансово-экономической моделью его делового цикла. Анализ баланса позволяет рассчитать более реалистичный денежный поток, в котором учтены все значимые факторы реальной финансово-хозяйственной и коммерческой деятельности нефтедобывающего предприятия. Управление оборотным капиталом является одной из важнейших задач финансового управления компанией [3]. Однако, основными «кредиторами» нефтедобывающего предприятия являются его работники и Государство (налоги), возможности эффективного управления которыми ограничены.

Исследования по выбранной теме, имеющие в своей основе анализ и сравнение рисков и финансово-экономической надежности инвестиционных проектов в условиях разных налоговых режимов, представляются чрезвычайно актуальными для использования в практике отечественных нефтедобывающих предприятий и государственных органов.

Актуальность проблемы и недостаточная научная и практическая проработка темы предопределили выбор цели и объекта исследования.

Целью диссертационного исследования является анализ и сравнение в реальных условиях экономических механизмов действующей налоговой системы и Соглашения о разделе продукции с точки зрения рисков и финансово-экономической надежности разработки новых нефтяных месторождений, как с позиции Инвестора, так и с позиции Государства.

Для достижения указанной цели были поставлены и решены следующие задачи, определившие структуру работы: проанализирован традиционный подход к моделированию денежных потоков в рамках финансово-экономической оценки проектов разработки нефтяных месторождений; построена для разных налоговых режимов финансово-экономическая модель нефтедобывающего предприятия, учитывающая инвестиции в оборотный капитал; проанализированы правила раздела Прибыльной продукции применительно к условиям Соглашения о разделе продукции; смоделировано «реальное», экономически целесообразное поведение Инвестора при разработке нового нефтяного месторождения; проведен сравнительный анализ инвестиционных рисков и финансово-экономической надежности экономических механизмов двух налоговых режимов с позиций Инвестора и Государства; проанализировано влияние реального поведения Инвестора на выводы об экономических механизмах разных налоговых режимов.

Объектом исследования стали экономические механизмы действующей налоговой системы и Соглашения о разделе продукции применительно к новым нефтяным месторождениям.

Теоретической и методологической базой исследования являются современные методы имитационного моделирования рисков инвестиционных проектов (метод Монте-Карло) [27], методы финансового анализа и финансового менеджмента [34, 46 и др.], а также труды ученых и практиков в сфере моделирования процесса разработки нефтяных месторождений [31] и построения различных экономических механизмов взаимодействия Инвестора и Государства [54, 55]. Автором использована и развита методика оценки и анализа инвестиционных проектов, разработанная в РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина (А.Ф.Андреев, В.Ф.Дунаев, В.Д.Зубарева и другие [3]), а системный подход, использованный во всех разделах проводимого исследования, позволил учесть многие факторы, влияющие на финансово-экономические показатели проектов разработки, и рассмотреть проблему с позиций разных участвующих сторон [51]. Изучены и теоретически обобщены разработки специалистов АО РИТЭК и сотрудничающих с ним научно-практических организаций, проектных и исследовательских институтов.

Информационной базой диссертационного исследования послужили обширные материалы по разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами низкой степени разведанности и опыт применения инновационных технологий, накопленные в АО РИТЭК, а также статистические данные, нормативные документы и законодательные материалы, регулирующие деятельность российских нефтедобывающих предприятий.

Все расчеты выполнены с использованием пакета прикладных программ Excel 97 SR-2 для Windows1 [81, 83, 91, 92].

1 Windows и Excel являются зарегистрированными торговыми марками программных продуктов фирмы Microsoft (США).

Научная новизна. развита и усовершенствована для разных налоговых режимов созданная в РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина методика комплексной оценки инвестиционных проектов в области нефтедобычи в части, относящейся к учету инвестиций в оборотный капитал; построена «целевая» шкала раздела Прибыльной продукции применительно к условиям Соглашения о разделе продукции, обладающая рядом преимуществ перед традиционными шкалами; проведен сравнительный анализ финансово-экономической надежности экономических механизмов действующей налоговой системы и Соглашения о разделе продукции, как с позиций Инвестора, так и Государства, и учтено влияние «реального», экономически целесообразного поведения Инвестора;

Практическая значимость диссертационного исследования заключается в том, что предложенные рекомендации и подходы позволяют повысить адекватность финансово-экономической оценки инвестиционных решений как с позиций нефтяной компании, так и государственных органов. Разработанные автором методы учета реальных факторов риска успешно применяются в АО РИТЭК для получения реалистичных оценок прибыльности и объема необходимых инвестиционных ресурсов, а также для повышения финансово-экономической надежности разработки нефтяных месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами низкой степени разведанности.

Апробация работы.

Основные результаты теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы обсуждались на заседаниях Научно-технического Совета ОАО «Российская Инновационная Топливно-Энергетическая компания» (АО РИТЭК), а также в ходе производственных совещаний в этой компании. Исследование получило хорошую оценку со стороны всех участников обсуждений, занимающихся вопросами практического управления нефтедобывающим предприятием.

По теме диссертации опубликовано три печатных работы общим объемом 1,5 п.л.

Структура и объем диссертации находятся в соответствии с основными задачами и характером проводимого исследования. Работа содержит введение, три главы основного содержания, заключение, приложения, список используемой литературы.

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», Круглыхин, Андрей Валерьевич

Основные результаты корреляционного анализа таковы:

• связь между различными показателями прибыльности проекта при СРП весьма слабая: высокое IRR редко совпадает с высоким NPV или малым периодом окупаемости. В условиях ДНС наоборот: высоким IRR практически всегда будет соответствовать высокое NPV и малый период окупаемости.

• сильная зависимость между объемом добычи нефти и поступлениями Государству при любой налоговой системе оправдывает с фискальной точки зрения естественное стремление Государства увеличить объемы добычи нефти. В то же время прибыльность проекта слабо коррелирует с объемом добываемой нефти, особенно в случае СРП.

Подводя итоги корреляционного анализа можно сказать, что корреляционные зависимости между различными показателями проекта значительно более ярко выражены в условиях действующей налоговой системы, чем в условиях Соглашения о разделе продукции. Однако многие показатели оказались практически не связанными, например, инвестиции в разработку месторождения и поступления Государству.

3.5.Сравнение налоговых режимов.

Сравнение двух налоговых режимов можно провести с нескольких точек зрения.

Во-первых, с точки зрения номинальных (исходных) значений финансово-экономических показателей проекта разработки нефтяного месторождения. Эти показатели приведены в соответствующей таблице (см. Таблица 9).

Наиболее важным выводом из сравнения номинальных значений является тот факт, что режим СРП способен обеспечить заданные показатели рентабельности (IRR) для Инвестора при существенно больших поступлениях Государству, чем при действующей налоговой системе. Конечно же, увеличение поступлений Государству возможно только за счет уменьшения денежных поступлений Инвестору. Иными словами, режим СРП позволяет обеспечить Инвестору заданную норму рентабельности, но при этом направляет большую часть денежных доходов от проекта в казну Государства. ^' с

Во-вторых, сравнение может быть проведено с точки зрения инвестиционных рисков разработки рассматриваемого нефтяного месторождения. Для оценки риска можно использовать результаты имитационного моделирования, проведенного в предыдущем разделе.

В предыдущем разделе были приведены статистические характеристики показателей проекта при двух налоговых режимах (см. Таблица 10 и Таблица 11). Там же для сравнения были приведены номинальные значения всех исследуемых показателей. Об инвестиционных рисках можно судить в первую очередь по стандартному отклонению или вариации показателей разработки.

Номинальные (исходные) значения добычи нефти за 20-летний период для двух налоговых режимов равны. Однако средние значения добычи нефти существенно различаются: объем добычи за 20-летний период при СРП выше.

При этом оба значения средней добычи (при СРП и при ДНС) меньше исходного номинального значения. Это явилось следствием осуществления Инвестором своей стратегии относительно минимально рентабельного начального дебита и предельной обводненности добываемой продукции. Применение подобной стратегии приводит к тому, что часть изначально запланированных скважин не бурится, а скважины, обводненность продукции по которым достигла предельно рентабельной, отключаются. Таким образом, снижается добыча нефти по некоторым («плохим») имитациям против той, которая бы обеспечила равенство средней добычи номинальной.

Скосом и эксцессом обоих распределений можно пренебречь, считая эти распределения практически симметричными и похожими на нормальное распределение.

Вариация добычи для случая СРП меньше, чем при ДНС. Таким образом, риск ДНС по добыче нефти выше: средняя добыча при ДНС ниже, а ее вариация - выше.

Объем капитальных вложений является тесно связанной с добычей величиной. Капитальные вложения ни при СРП, ни при ДНС в среднем не превысили предусмотренные исходные номинальные капитальные вложения. Это опять же явилось следствием отказа от бурения нерентабельных скважин. При этом режим ДНС имеет более высокий для скважины «порог вхождения» в область рентабельности по начальному дебиту, что привело к меньшему среднему значению объема капитальных вложений при ДНС (скважин в среднем бурится меньше). На разницу средних объемов капитальных вложений при СРП и при ДНС не мог повлиять тот факт, что стоимость скважины тоже является случайной величиной, поскольку для каждой имитации стоимость скважины для ДНС и СРП принимается одинаковой (идеально скоррелированные переменные), а минимально рентабельный начальный дебит от стоимости скважины не зависит.

Распределение при СРП имеет довольно значительный эксцесс, то есть распределение является более остроконечным, чем нормальное. Распределения капвложений при обоих налоговых режимах смещены влево, причем для СРП - в большей степени. Это говорит о том, что при СРП большая часть значений лежит левее среднего. Значения медиан распределений при СРП и при ДНС практически совпадают.

Вариация при СРП меньше, однако говорить о риске капиталовложений сложно.

Отметим, что максимальные значения и добычи, и капитальных вложений одинаковы для обоих налоговых режимов.

Средние значения IRR проекта при СРП и при ДНС равны с точностью определения среднего значения (значение стандартной ошибки).

Вариация IRR (стандартное отклонение, выраженное в процентах к среднему значению) для случая действующей налоговой системы существенно превышает вариацию для случая СРП.

Судя по значениям эксцесса и асимметричности распределение IRR для случая ДНС можно считать близким к нормальному. А для случая СРП это распределение более остроконечно и несколько асимметрично вправо.

Сделанные выводы о характере распределений IRR для двух налоговых систем подтверждаются графиками распределения вероятности для фактических значений IRR (см. Рисунок 26) и графиками плотности вероятности (см. Рисунок 27).

Рисунок 26. Инвестор: распределение вероятности значений IRR.

Рисунок 27. Инвестор: плотность вероятности значений IRR.

График вероятности для СРП имеет форму, значительно более близкую к «ступеньке». Такая форма распределения обеспечивает меньший риск и большую «кучность» значений IRR.

График плотности вероятности для СРП имеет небольшой асимметричный «хвост» справа. Этот «хвост» является следствием того, что используемая целевая шкала раздела Прибыльной продукции не успевает вовремя уменьшать долю Инвестора при высоких текущих значениях IRR. При уменьшении дискретности расчета с одного года на один квартал (или еще меньше) этот хвост уменьшится или пропадет вовсе.

Отметим, что такой вид распределения при СРП может обеспечить только скользящая шкала раздела Прибыльной продукции. При этом целевая шкала раздела обеспечивает наибольшее приближение к форме «ступеньки» и, в отличие от дискретной шкалы в виде серии неравенств, приводит к монотонности показателей проекта при изменении входных параметров.

Минимальное значение IRR для ДНС равно нулю. Это означает, что часть имитаций окончилась для проекта неудачно - проекты не окупались. Минимальное же значение IRR для СРП больше нуля. Это значит, что все имитации привели к окупаемости проекта. Интервал значений IRR для ДНС значительно шире.

Иногда за меру риска проекта берут долю «неудачных» имитаций в эксперименте, понимая под неудачной имитацией ту имитацию, в которой NPV проекта было отрицательным. Очевидным недостатком такого определения риска инвестиционного проекта является необходимость выбора некой нормы дисконтирования. Кроме того, отрицательное NPV может быть большим или малым по своему абсолютному значению. То есть не учитывается дисперсия распределения значений NPV. Остается также открытым вопрос вычисления среднего значения NPV: по всем имитациям или только по «удачным».

Предлагаемый подход на основе анализа кривой вероятности IRR включает в себя как частный случай и изложенный подход измерения риска проекта на основе доли неудачных имитаций. Для этого берется соответствующая выбранной норме дисконтирования персентиль распределения IRR. Это и будет доля «неудачных» имитаций в эксперименте.

Периоды окупаемости (как с учетом дисконтирования, так и без) характеризуются тем, что среднее значение периода окупаемости больше номинального. Причем самое большое различие наблюдается в случае дисконтированного периода окупаемости при ДНС. И в целом можно сказать, что большая изменчивость показателей проекта при ДНС наиболее ярко проявляется при рассмотрении дисконтированного периода окупаемости. Это связано с тем, что дисконтированный период окупаемости является весьма жесткой проверкой проекта на прибыльность и чутко реагирует на изменение потока наличных денег. Стандартное отклонение и вариация обоих периодов окупаемости существенно выше при ДНС.

Как при ДНС, так и при СРП период окупаемости проекта с учетом дисконтирования изменяется в очень широких пределах. Иногда он даже превышает 20 лет — в этом случае по критерию периода окупаемости с учетом дисконтирования проект не окупается.

Для периода окупаемости без учета дисконтирования (который чаще всего и рассматривается на практике) характерно то, что при ДНС в некоторых имитациях проект не окупается (период окупаемости равен или больше 21 года). Такого не наблюдается при СРП: интервал изменения периода окупаемости существенно меньше, чем при ДНС и максимальное значение не доходит до 20 лет.

Интересно, что вправо скошены распределения периода окупаемости при ДНС и дисконтированного периода окупаемости при

СРП (большое значение коэффициента скоса). Судя по высокому значению эксцесса и небольшой вариации дисконтированного периода окупаемости при СРП, скос этого распределения обеспечили несколько имитаций с высокими значениями дисконтированного периода окупаемости.

В целом, анализ периодов окупаемости проекта при ДНС и при СРП позволяет сделать вывод о том, что риск разработки в условиях СРП значительно ниже, чем в условиях ДНС. Такой вывод справедлив как исходя из номинальных значений, так и по результатам имитационного моделирования.

Анализ полученных распределений NPV проекта тесно связан с анализом распределений IRR. Прежде всего важно еще раз отметить, что, несмотря на равенство номинальных значений IRR проекта при СРП и при ДНС, номинальные значения NPV для разных налоговых систем резко отличаются (в несколько раз). Однако также резко отличаются и вариации при разных налоговых системах, как в абсолютном выражении, так и (что важнее) в относительном. О значительно большей изменчивости показателя NPV при ДНС говорит также интервал значений. Характеристикой риска может служить минимальное значение NPV, которое в случае ДНС очень низко. Обязательно стоит отметить очень большое в целом значение вариации распределения значений NPV как при СРП, так и при ДНС. Эксцессом и асимметричностью распределений в общем можно пренебречь (они малы), считая распределения близкими к нормальным.

Если Инвестор отбирает проекты по максимуму значения NPV, то проект разработки в условиях действующей налоговой системы обладает несомненным преимуществом, если рассматривать номинальные (или средние) значения ИРУ. Совсем другой может стать ситуация, если подойти к вопросу с точки зрения анализа риска.

Ниже на рисунках представлены графики распределения вероятности значений №>У проекта и плотности вероятности (см. Рисунок 28 и Рисунок 29).

Рисунок 28. Инвестор: распределение вероятности значений NPV.

Рисунок 29. Инвестор: плотность вероятности значений ОТУ.

Эти графики в целом подтверждают сделанные выше выводы о форме распределения. Как и в случае с распределением значений IRR для случая СРП, наличие «хвоста» распределения (см. Рисунок 29) объясняется особенностями используемой целевой шкалы раздела Прибыльной продукции.

Распределение NPV позволяет рассчитать значение риска как доли «неудачных» (NPV<0) имитаций:

СРП 0.8%

ДНС 9.9%

Можно считать, что риск СРП для Инвестора практически нулевой, а риск ДНС - средней степени.

Здесь при расчете NPV использовалась норма дисконтирования на уровне 10.0% годовых. Однако если использовать норму дисконта на уровне 15%, то необходимо снова проводить имитации с расчетом NPV, используя новое значение нормы дисконта. Этого можно избежать, анализируя распределение вероятности значений IRR.

Дело в том, что значение риска, рассчитанного как доля неудачных имитаций, получается непосредственно из графика распределения вероятности IRR (см. Рисунок 26). Задавая значение IRR равным желаемой норме дисконтирования, легко получается доля неудачных имитаций, поскольку условие «IRR<HopMbi дисконта» полностью эквивалентно условию «NPV<0». Для расчета доли неудачных имитаций (и риска проекта в этом понимании) нет необходимости производить новый имитационный эксперимент, достаточно воспользоваться распределением вероятностей IRR проекта.

Значения риска как доли неудачных (NPV<0) имитаций и доли имитаций, в которых значение IRR меньше заданного, приведены ниже в таблице (см. Таблица 13). Риск как доля имитаций IRR<10% по определению равен риску как доле имитаций 1чГРУ<0 при дисконте 10% годовых, а риск как доля имитаций ШЛ<15% по определению равен риску как доле имитаций ЫРУ<0 при дисконте 15% годовых.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ г 4 ^ , 1

Из проведенного исследования вытекает ряд выводов, основные из которых приведены ниже.

1. Для получения реалистичных оценок финансово-экономической привлекательности разработки нефтяного месторождения моделирование денежного потока проекта необходимо вести с учетом реальных аспектов финансово-хозяйственной и коммерческой деятельности нефтедобывающего предприятия. К таким аспектам относятся: задержка платежей за отгруженную покупателям нефть (дебиторы) и задержка оплаты поставщикам и подрядчикам за приобретенные товарно-материальные ценности и услуги (кредиторы); необходимость инвестиций в производственные запасы и МБП; денежные потоки, связанные с начислением и уплатой НДС и т.д., то есть все то, что объединяется понятием «оборотный капитал» предприятия. Традиционная методика моделирования денежного потока игнорирует изменение оборотного капитала нефтедобывающего предприятия, вызванное осуществлением проекта разработки нефтяного месторождения, и связанные с этим денежные потоки. Учет же инвестиций в оборотный капитал может существенно изменить первоначально данную финансово-экономическую оценку проекта и серьезно скорректировать зависимость показателей проекта от входных факторов, что особенно справедливо для режима СРП. Основным факторами, корректирующими оценку по сравнению с основанной на традиционном расчете денежного потока, является учет задержек платежей (конечность сроков погашения дебиторской и кредиторской задолженностей). Кроме того, в режиме СРП важно корректно учесть начисление и уплату налога на добавленную стоимость. Скользящая шкала раздела Прибыльной продукции в рамках СРП частично снимает проблему учета инвестиций в оборотный капитал, однако может несколько снизить фактические доходы Государства против рассчитанных по традиционной методике.

2. В основу правил раздела Прибыльной продукции в рамках Соглашения о разделе продукции следует класть целевую шкалу. В отличие от традиционных скользящих шкал, заданных в виде серии неравенств, целевая шкала предельно проста по своей структуре (всего три параметра), легко поддается сравнительному анализу, обеспечивает в широком диапазоне значений гладкость и монотонность показателей проекта и минимальную его чувствительность к изменению входных факторов. Структура целевой шкалы раздела способствует облегчению ведения переговорного процесса подготовки и подписания Соглашения о разделе продукции, так как целевая шкала в качестве своих параметров изначально содержит целевое значение показателя прибыльности (например, IRR) и начальные (в первые годы) пропорции распределения Прибыльной нефти - эти два параметра задаются «извне» (экзогенно). Третий параметр - кратность - просто подбирается под значения первых двух. Целевая шкала обеспечивает значительное (иногда в несколько раз) снижение чувствительности показателей проекта к изменению входных факторов, тем самым повышая устойчивость проекта.

3. Имитационное моделирование позволяет комплексно характеризовать риски проекта, «прощупав» практически всю область значений входных параметров. Сравнительный анализ рисков можно проводить на основе кривой финансово-экономической надежности (распределение вероятности IRR проекта), обобщающей определение риска проекта как доли неудачных (NPV<0) имитаций. Рассмотрение значений финансово-экономических показателей проекта, вычисленных с заданной степенью надежности (например, 90%), позволяет проводить сравнительный анализ инвестиционных проектов несколько с иной стороны, избежав одновременного рассмотрения средних значений показателей и их вариации.

4. Для Инвестора переход на режим СРП целесообразен торьшдфИ сильной неопределенности проекта и условий его осуществления, и только в случае, если чисто финансовые аспекты деятельности представляются для компании приоритетными. Нефтяные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами низкой степени разведанности в случае финансирования их разработки преимущественно за счет заемных средств можно отнести именно к такой категории проектов [25, 52]. Все дело в том, что в режиме СРП после наступления срока окупаемости проекта (начальные затраты Инвестора полностью компенсированы) объем добычи нефти, контролируемый Инвестором с хозяйственной точки зрения, упадет в несколько раз. Кроме того, основные фонды, созданные на месторождении, перейдут в полную собственность Государства. Но в то же время Инвестору при СРП в определенной степени гарантируется некий уровень доходности вложений и, соответственно, возврат заемных средств и уплата процентов по ним. С позиций Инвестора необходимо прежде всего определиться со стратегическими приоритетами. /5. Исследование показало, что при учете реальных факторов риска и неопределенности, существующих в нефтяной отрасли, экономический механизм СРП оказывается наиболее приспособлен для изъятия у Инвестора фактической нефтяной ренты, остающейся после получения им «достойного вознаграждения» на инвестированный капитал. Уровень этого вознаграждения при СРП значительно более определен, чем в условиях действующей налоговой системы, поэтому риски Инвестора существенно снижены.

Рассмотрение возможности применения экономических идей СРП в рамках правовой базы действующей налоговой системы могло бы помочь создать более адекватный механизм взаимодействия между Инвестором и Государством, что особенно актуально на сегодняшнем этапе развития российской нефтяной отрасли с большой (и растущей!) долей трудноизвлекаемых запасов низкой степени разведанности.

Результаты данной работы важны для последовательного совершенствования методов и подходов к экономической оценке инвестиционных решений с учетом реальных факторов риска, существующих при разработке нефтяных месторождений, а также для создания адекватного условиям нефтяной отрасли механизма взаимодействия Инвестор-Государство с целью оптимизации финансово-хозяйственной и коммерческой деятельности российских нефтяных компаний и максимального наполнения государственного бюджета доходами в кратко- и долгосрочной перспективе.

Список литературы диссертационного исследования кандидат экономических наук Круглыхин, Андрей Валерьевич, 1999 год

1. Francis J.C. Investments: Analysis and Management. -McGraw-Hill, 1991.-874 p.

2. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М., 1997.

3. Арсланова 3., Лившиц В. Методы оценки эффективности инвестиционных проектов // Инвестиции в России. 1995. №4-5.

4. Бернстайн Л.А. Анализ финансовой отчетности. М.: "Финансы и статистика". 1996.

5. Бернстайн Л.А. Анализ финансовой отчетности: теория, практика и интерпретация. М.: Финансы и статистика, 1996.

6. Бирман Г., Шмидт С. Экономический анализ инвестиционных проектов. М.: Банки и биржи, 1997.

7. Брейли Р., Майерс С. Принципы корпоративных финансов. М.: Тройка-Диалог, Олимп-Бизнес, 1997.1.. Бромвич М. Анализ экономической эффективности капиталовложений. М.: Инфра-М, 1996.

8. Ван Хорн Дж. К. Основы управления финансами. М.: Финансы и статистика, 1996.

9. Вилкас Э.Й., Майминас Е.З. Решения: теория, информация, моделирование. М.: Радио и связь, 1981.

10. Идрисов А.Б. Анализ чувствительности инвестиционных проектов // Инвестиции в России, 1994, №3.

11. Идрисов А.Б. Планирование и анализ эффективности инвестиций. М.: 1994.

12. Карлин Томас П., Макмин Альберт Р. Анализ финансовых отчетов (на основе GAAP). Учебник. М.: Инфра-М. 1998.

13. Качалин В.В. Финансовый учет и отчетность в соответствии со стандартами GAAP. М.: "ДЕЛО". 1998.

14. Ковалев В.В. Финансовый анализ: управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности. М.: Финансы и статистика, 1995. - 432 с.

15. Колемаев В.А. и др. Теория вероятностей и математическая статистика. М.: Высшая школа, 1991. — 400 с.

16. Кочнев A.B. Нефтяная промышленность: состояние и тенденции. // Нефть, Газ и Бизнес. 1998. - №5.

17. Крамер Г. Математические методы статистики. М.: Мир, 1975.

18. Ларичев О.И. Наука и искусство принятия решений. М.: Наука, 1979.

19. Лившиц В.Н. Проектный анализ: методика, принятая во Всемирном Банке // Экономика и математические методы. 1994, т.ЗО, вып.З.

20. Лимитовский М.А. Основы оценки инвестиционных и финансовых решений. М.: Дека, 1996.

21. Липсиц И.В., Косов В.В. Инвестиционный проект. М.: БЕК, 1996.

22. Литвак Б.Г. Экспертные оценки и принятие решений. М.: Патент, 1996.

23. Лукасевич И .Я. Анализ финансовых операций. Методы, модели, техника вычислений: учебное пособие для вузов. М.: Финансы, ЮНИТИ, 1998. - 400 с.

24. Массе П. Критерии и методы оптимального определения капиталовложений. М.: Статистика, 1971.

25. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Теринвест, 1994.

26. Мидлтон Д. Бухгалтерский учет и принятие финансовых решений. М.: "Аудит", И.о. "ЮНИТИ". 1997.

27. Нефть в структуре энергетики. Научные основы долгосрочного прогнозирования. Отв.редактор В.И.Эскин, Москва, Наука, 1989.

28. Перчик А.И. Основы горного права. М.: Недра, 1996.

29. Практикум по финансовому менеджменту. Учебно-деловые ситуации и решения. М.: Изд. "Перспектива".1997.

30. Райе Э. Бухгалтерский учет и отчетность без проблем. М.: Инфра-М. 1996.

31. Реформа бухгалтерского учета. Российские и международные стандарты. Практика применения. М.: Книжный мир, Национальный фонд подготовки кадров.1998.

32. Руководство пользователя. Project Expert for Windows. M.: Про-Инвест-Консалтинг. M.: Про-Инвест-Консалтинг, 1995.

33. Самуэльсон П. Экономика. М.: Прогресс, 1994.

34. Словарь коммерсанта: толковый русско-английский и англо-русский. М.: Машиностроение, Инфра-М. 1996.

35. Смоляк С.А. Учет риска при установлении нормы дисконта // Экономика и математические методы. 1992, т.28, вып.5-6.

36. Соловьева О.В. Зарубежные стандарты учета и отчетности. М.: "Аналитика-Пресс". 1998.

37. Статистическое моделирование и прогнозирование. Под ред. А.Г.Гранберга. М.: Финансы и статистика, 1990.

38. Финансовое планирование и контроль. Под редакцией М.А.Поукока и А.Х.Тейлора.М.: Инфра-М. 1996.

39. Финансовое управление компанией. Смит Дж.В., Кузнецова Е.В., Курочкин С.К., Уолтере К.Дж./под ред. Е.В.Кузнецовой. М.: Фонд «Правовая культура», 1995.

40. Финансовый менеджмент. Руководство по технике эффективного менеджмента. CARANA Corporation-USAID-RPC. Moscow. 1998.

41. Фридман Дж., Ордуэй Н. Анализ и оценка приносящей доход недвижимости. М.: Дело, 1995,46. Хелферт Э. Техника финансового анализа. М.: "Аудит",1. И.о. "ЮНИТИ". 1996.

42. Холт Р.Н., Баренс С.Б. Планирование инвестиций. М.: «Дело ЛТДУ»

43. Шарп У.Ф., Александер Г.Дж., Бейли Дж.В. Инвестиции. М.: Инфра-М, 1997.

44. Шим Джей К., Сигел Джоэл Г. Финансовый менеджмент М.: И.и.д. "Филинъ". 1997.

45. Эрнст & Янг. Как понимать и использовать финансовую отчетность. Джон Уайли энд Санз. 1996.

46. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Орлова Е.Р., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело. 1998.

47. Кузнецова О.А., Лившиц В.Н. Структура капитала: Анализ методов ее учета при оценке инвестиционных проектов // Экономика и математические методы. 1995. Т.31. Вып. 4.

48. Телегина Е.А., Сафонова Н.К. Падение цен на нефть: нужно принимать срочные меры. // Нефть, Газ и Бизнес. -1998.-№5.

49. Конопляник А.А., Субботин М.А. Тяжба о разделе. М.: ВНИИОЭНГ. 1996.

50. Конопляник А.А., Субботин М.А. Государство и Инвестор: об искусстве договариваться. М.: ЭПИцентр. 1996.

51. Хейне П. Экономический образ мышления. М.: Дело. 1993.

52. Brighem E.F. Fundamentáis of Financial Management. The Dryden Press. 1992.

53. Copeiana Т.Е. Wcston J.F. Financial Theory and Corporate Policy. Addison-Wesley.1992.

54. В.М.Юдин. Основные этапы развития добычи нефти в бывшем СССР. Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. М.: ВНИИОЭНГ. 1996.

55. В.И.Эскин, Т.А.Саховалер. Качественные свойства оптимальной экономической динамики нефтедобывающего района. Москва. 1982.

56. Н.Н.Лисовский, В.П. Филиппов. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию. Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. 1996.

57. В.Н.Щелкачев. Состояние разработки отечественных нефтяных месторождений в сравнении с зарубежными. Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. 1996.

58. В.М.Ревенко. Проблемы разработки месторождений Западной Сибири и пути их решения. Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. 1996.

59. В.Е.Гавура, И.П.Васильев, В.В.Исайчев, Г.Ю.Шовкринский, П.Ф.Храмов, Ю.Г.Мамедов. Применение методов увеличения нефтеотдачи на крупных месторождениях Западной Сибири. Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. 1996.

60. Э.Д.Мухарский. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов небольшими нефтегазодобывающими предприятиями. Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. 1996.

61. Дунаев В.Ф. Капитальные вложения и начальные инвестиции // Экономика и математические методы. Т. 26. Вып. 6.

62. Кочетков А. Управление проектами. С.-Петербург. 1993.

63. Четыркин Е.М. Методы финансовых и коммерческих расчетов. М.: Дело. 1992.

64. Шеремет А.Д., Сайфулин Р.С. Методика финансового анализа. М.: ИНФРА-М. 1995.

65. Brigham E.F., Gapenski L.C. Intermediate Financial Management. Chicago: Dryden. 1990.

66. Duvigneau J.C., Prasad R.N. Guidelines for Economic Rates of Return for DFC Projects. WB Technical Paper. 33.

67. Guide to Project Cycle. EDI Washington. 1993.

68. Hansen J.R. Guide to Practical Project Appraisal. NY: UN. 1978.

69. Israel A. Institutional Development. World Bank. 1989.

70. Jean W.H. Capital Budgeting. Scranton: International Textbook. 1969.

71. Manual for the Preparation of Industrial Feasibility Studies. NY: UN. 1978.

72. Ribon B. Nature of a Project Strategy. Washington: EDI. 1993.

73. Teichroew D., Robocheck A., Montalbano M. An Analysis of Criteria for Investment and Financing Decision under Certainty // Management Science. V.12. #3.

74. Van Home J.C. Financial Management and Policy. Englewood Cliff: Prentice-Hall. 1974.

75. Ward W.A. The Economics of Project Analysis. Washington: EDI. 1993.

76. Parry C. Innovation as a Way of Life: How the Leading Companies Do It // International Management. 1986.

77. Running Excel for Windows. Microsoft Press. 1995.

78. EXCEL: Professional Techniques. QUE Corp. 1994.

79. Андреев А.Ф. Учет и оценка рисков при инвестировании проектов освоения месторождений нефти и газа // Экономика топливно-энергитического комплекса России. 1995. №3-4.

80. Уланов В.Д. Проблемы применения имитационного моделирования и аппарата анализа чувствительности при разработке стратегии предприятия // Химия и технология топлив и масел. 1995. № 3.

81. Питере Т., Уотермен В. В поисках эффективного управления. М.: ЭКОС. 1986.

82. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные компании России. М.: АУТОПАН. 1996.

83. Ефимова О.В. Как анализировать финансовое положение предприятия. М.: Бизнес-школа. 1994.

84. Гилл Ф., Мюррей У. Практическая оптимизация. М.: Мир. 1985.

85. Елисеева И.И., Юзбашев М.М. Общая теория статистики. М.: Финансы и статистика. 1995.

86. Лукасевич И.Я. Финансовые вычисления в програмной среде EXCEL 5.0/7.0 // Финансы. 1996. № 11.

87. Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. М.: Наука. 1983.