Содержание к диссертации
Введение
1. Реальная финансовая оценка инвестиций 13
1.1. Проблема реальной финансовой оценки инвестиций 13
1.2. Традиционный расчет денежного потока 15
1.3. Анализ баланса 21
1.4. Расчет бухгалтерского баланса нефтедобывающего предприятия .31
1.5. Сравнительный анализ двух подходов 49
1.6. Особенности учета ндс и налога на прибыль 62
1.7. Некоторые выводы 64
2. Действующая налоговая система и срп. Предварительное сравнение 70
2.1. Анализ чувствительности 70
2.2. Целевая шкала раздела прибыльной нефти 72
2.3. Начальный дебит добывающей скважины 83
2.4. Минимально рентабельный дебит добывающей скважины 88
2.5. Меры налогового стимулирования 97
3. Имитационное моделирование инвестиционных рисков: общие подходы и практическая реализация 101
3.1. Моделирование рисков инвестиционных проектов 101
3.2. Стратегия инвестора 105
3.3. Сценарии входных параметров 112
3.4. Имитационное моделирование рисков налоговых режимов 120
3.5. Сравнение налоговых режимов 131
Заключение 153
Литература 157
- Проблема реальной финансовой оценки инвестиций
- Традиционный расчет денежного потока
- Анализ чувствительности
- Моделирование рисков инвестиционных проектов
Введение к работе
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 изменений в оиоротном 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].
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.
Проблема реальной финансовой оценки инвестиций
Глава 1 посвящена исследованию проблемы финансово-экономической оценки инвестиций в разработку нефтяного месторождения с учетом реальных аспектов финансово-хозяйственной и коммерческой деятельности нефтедобывающего предприятия. Рассмотрены недостатки традиционного процесса моделирования денежных потоков проекта, не позволяющие адекватно отразить фактическое движение денежных средств по счетам нефтедобывающего предприятия. Предложено рассчитывать денежный поток на базе моделирования бухгалтерского баланса нефтедобывающего предприятия, который является финансово-экономической моделью его делового цикла. Приводится подробное описание методики расчета статей баланса и показывается преимущество предлагаемой методики перед традиционной, а также выделяются основные факторы, приводящие к изменению оценки инвестиций по сравнению с традиционной методикой. Проведен анализ причин значительного расхождения оценок в случае разработки месторождения на условиях СРП. Приведено краткое описание некоторых особенностей учета НДС и налога на прибыль с точки зрения оценки инвестиционного проекта.
В настоящее время практически разработаны общепринятые стандарты технико-экономических обоснований проектов разработки нефтяных месторождений [11, 15, 29, 47 и др.]. Во всех случаях оценка проекта основана на моделировании денежного потока проекта (Cash Flow) и его дальнейшем анализе [29].
Остановимся подробнее на вопросе моделирования денежного потока. Традиционный процесс моделирования денежного потока основывается на расчете его из чистой прибыли с учетом амортизации и капитальных вложений [13, 29]. Среди достоинств такой процедуры следует назвать ее относительную простоту и понятность.
Однако почему, когда в ТЭО дается совершенно определенная оценка прибыльности, в жизни всегда ожидается существенно меньшее значение? Что это, результат нашего незнания будущего, его неопределенности? Но почему тогда фактическое значение всегда меньше предварительной оценки?
Скорее, это результат систематической ошибки при проведении финансовой оценки прибыльности инвестиций.
Дело в том, что смоделированный традиционным образом денежный поток обладает рядом серьезных недостатков. Эти недостатки связаны прежде всего с ограниченным учетом определенного ряда реальных аспектов финансово-хозяйственной деятельности предприятия. К ним можно отнести: конечность сроков погашения дебиторской и кредиторской задолженности; необходимость инвестиций в производственные запасы и МБП; денежные потоки, связанные с НДС и т.д. Все эти вопросы объединяются одним понятием «оборотный капитал». При этом кредиторская задолженность входит в оборотный капитал со знаком «минус», уменьшая его, а все остальные позиции — со знаком «плюс», тем самым увеличивая оборотный капитал. Инвестиции в оборотный капитал иногда могут быть весьма значительными и серьезно влиять на оценку привлекательности инвестиций.
Вопросы учета инвестиций в оборотный капитал при традиционных расчетах технико-экономических показателей нефтегазовых проектов игнорируются, отчасти ввиду их сложности. А ведь в реальной жизни они способны оказать серьезное влияние на прибыльность осуществляемых инвестиций [51]. Кроме того, скользящие шкалы раздела Прибыльной продукции в рамках СРП основываются на фактическом значении показателей прибыльности, рассчитанных по фактическим денежным потокам.
Наиболее тривиальный подход к учету подобных факторов основан на экспертной оценке минимально приемлемых расчетных финансовых показателей проекта. Этот способ можно назвать «косвенным»: экспертно оценивается минимально приемлемое в ТЭО значение IRR [22, 26], заранее завышенное относительно ожидаемого в реальной жизни. Такой подход можно встретить в том числе у российских банков при отборе проектов для финансирования. Вот высказывание одного из банкиров: «Мы выдаем кредиты только под те проекты, оценка IRR которых превышает 30% годовых. Потому что в жизни проект будет иметь реально только 20%». Однако кроме экспертной оценки необходимо иметь какой-то систематический способ учета этих факторов, то есть методику моделирования потока наличных денег проекта или предприятия, учитывающую на систематической основе необходимость инвестирования в оборотный капитал. Такая методика позволит провести анализ влияния разных факторов на привлекательность инвестиций и выделить наиболее важные из них.
Традиционный расчет денежного потока
Традиционный процесс финансово-экономической оценки проекта выглядит как последовательность следующих этапов:
1. расчет выручки за произведенную и проданную продукцию (за вычетом НДС, акцизов и транспорта); 2. расчет себестоимости произведенной за период товарной продукции; 3. расчет налогов, относимых на финансовый результат; 4. расчет балансовой прибыли; 5. расчет налога на прибыль и чистой прибыли; 6. расчет денежного потока (Cash Flow); 7. расчет интегральных показателей оценки финансовой эффективности проекта (IRR, NPV, PI, период окупаемости и т.д.) на основе полученного в предыдущем пункте денежного потока.
В подавляющем большинстве случаев денежный поток (Cash Flow) вычисляется из чистой прибыли путем применения известной формулы (либо иным эквивалентным путем): Cash Flow = Чистая прибыль + Амортизация ОФ - Капиталовложения (1)
Однако в правой части формулы (1) все члены рассчитываются по бухгалтерскому «методу начислений», вообще говоря, не предполагающему как такового реального движения денежных средств.
Чистая прибыль в бухгалтерском учете представляет собой увеличение акционерного капитала и не обязательно связана с движением денежных средств. Ведь акционерный капитал увеличивается при увеличении чистых активов предприятия, а к активам относятся не только денежные средства, но и долги предприятию.
Амортизация основных фондов представляет собой общеизвестный пример номинально-денежных расходов, вообще не связанных с движением денежных средств.
Капитальные вложения, осуществленные к определенному моменту времени, представляют собой денежную оценку затрат капитального характера, произведенных предприятием к этому моменту времени. Но оплата этих затрат (скажем, оплата буровикам за пробуренные на месторождении скважины) к рассматриваемому моменту времени не всегда произведена в полном объеме или еще не произведена вовсе! Другими словами, предприятие работает в кредит. Но бывают и обратные ситуации, когда предприятие вынуждено авансировать свои расходы, то есть платить своим поставщикам и подрядчикам вперед, до выполнения работ, оказания услуг или поставки материалов.
По сути дела, формула (1) не дает реальной картины движения денежных средств просто потому, что понятие бухгалтерской прибыли изначально ориентировано на отражение увеличения/уменьшения за период капитала компании, не имеющих прямой связи с движением денежных средств в этом периоде. Хотя предполагается, что за достаточно большой промежуток времени совокупное движение денежных средств сравняются с нераспределенной прибылью. В дальнейшем денежный поток и поток наличных денег считаются синонимами, хотя предпочтение отдается первому термину.
Простейшим примером, когда прибыль за отчетный период больше нуля, а никакого движения денежных средств в этом периоде не происходит, является закупка товара в кредит и его дальнейшая продажа также в кредит. Прибыль у предприятия есть, но денег на расчетном счету нет!
Поэтому денежный поток, восстановленный из чистой прибыли по формуле (1), неадекватен реальному движению денежных средств по счетам нефтедобывающего предприятия.
Анализ чувствительности
Цель всего дальнейшего исследования заключается в сравнении двух налоговых режимов: действующей налоговой системы (ДНС) и Соглашения о разделе продукции (СРП). Сравнение проводится как с позиции Инвестора, так и с позиции Государства. В этой главе будет проведено предварительное сравнение ДНС и СРП. В ходе этого сравнения будут получены важные зависимости и соотношения, которые используются в следующей главе при имитационном моделировании системы {Инвестор-месторождение-Государство}.
При анализе зависимости показателей проекта от величины начального дебита добывающей скважины и при оценке величины минимально рентабельного начального дебита добывающей скважины будет продолжено сравнение предлагаемой методики моделирования денежного потока проекта с учетом изменений ЧОК на основе анализа бухгалтерского баланса с традиционным вариантом расчета потока наличных денег.
Одним из широко распространенных методов анализа инвестиционных рисков является анализ чувствительности. Наряду с определенными недостатками, этот метод обладает такими несомненными преимуществами, как простота, наглядность и объективность. Анализ чувствительности позволяет сравнивать инвестиционные проекты и налоговые режимы с точки зрения их чувствительности к изменению входных параметров. Анализ чувствительности финансово-экономических показателей проекта (в частности, IRR) к изменению входных параметров проекта является важной составной частью его финансовой оценки. К «входным» параметрам отнесены исходные данные, способные повлиять на оценку прибыльности проекта: цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках, уровень эксплуатационных затрат, объем капитальных вложений, ставки налогообложения, начальные дебиты скважин, величина запасов нефти, средние сроки погашения дебиторской и кредиторской задолженностей и т.д.
Целью этого анализа является оценка риска инвестиций. Подобный анализ позволяет выделить критически важные показатели, их предельные значения, а также сделать выводы о риске и сравнить различные проекты по степени их чувствительности к входным параметрам.
Именно анализ чувствительности стал основой для разработки так называемой целевой шкалы раздела Прибыльной продукции в рамках СРП.
Важнейшей составной частью любого Соглашения о разделе продукции являются правила раздела производимой продукции между Инвестором и Государством. В российской практике наибольшее распространение получил раздел продукции на основе учета фактических затрат Инвестора.
Эти правила оговариваются в Соглашении и обычно содержат два основных пункта:
1. Предельная доля Компенсационной продукции, идущей на возмещение затрат Инвестора (так называемый cost-stop).
2. Правила раздела Прибыльной продукции (шкала раздела).
К разделу предназначена нефть, оставшаяся после вычитания из всей добываемой продукции платежей за право пользования недрами (роялти). К Прибыльной продукции отнесена нефть, оставшаяся после вычитания из всей продукции роялти и Компенсационной продукции.
Анализ показывает, что такой интегральный финансовый показатель прибыльности проекта, как IRR, слабо зависит от предельной доли Компенсационной продукции в диапазоне значений cost-stop 80-100%.
Особое значение имеют правила раздела Прибыльной нефти или, по-другому говоря, используемая шкала раздела Прибыльной продукции. В конечном счете именно она определяет итоговую привлекательность проекта как для Инвестора, так и для Государства.
Независимо от конкретного вида выбранной шкалы раздела Прибыльной продукции, она должна удовлетворять двум условиям.
Моделирование рисков инвестиционных проектов
Глава является ключевой во всей работе. Она посвящена исследованию экономических механизмов взаимодействия между Инвестором и Государством при разработке нефтяного месторождения. Исследование проводится с точки зрения анализа инвестиционных рисков и финансово-экономической надежности с позиций разных участников, инструментом исследования служит имитационное моделирование системы {Инвестор-месторождение-Государство). Статистический и корреляционный анализ результатов имитационного моделирования приводит к выводу о том, что СРП распределяет не только добываемую продукцию, но и связанные с проектом инвестиционные риски: более высокие доходы Государства при СРП позволяют отчасти «застраховать» Инвестора от изменений экономической ситуации. Исследованы пределы применимости сделанных выводов о преимуществах экономического механизма СРП с позиции Государства, и проанализировано влияние на них «реального», экономически целесообразного поведения Инвестора при разработке нефтяных месторождений. Распределение вероятности значений IRR проекта рассмотрено в качестве «кривой надежности», комплексно характеризующей инвестиционный риск проекта и обобщающей определение риска инвестиционного проекта как доли неудачных (NPV 0) имитаций.
В общем случае под риском понимают возможность наступления некоторого неблагоприятного события, влекущего за собой возникновение различного рода потерь. Добыча нефти характеризуется целым рядом разнообразных рисков: упадет ли цена на нефть, с какой задержкой придут деньги от покупателя, подтвердятся ли запасы, будут ли дебиты достаточно высокими, не порвется ли трубопровод и т.д. точные ответы на эти и многие другие вопросы не известны заранее.
Риск применительно к предпринимательской деятельности может быть сформулирован разными способами. Все зависит от решаемых задач и выбранного подхода, а также степени детализации.
Одним из наиболее распространенных является подход, согласно которому риском является возможность отклонения фактических результатов проводимых операций от ожидаемых, или прогнозируемых. Чем шире диапазон и чем выше вероятность этих возможных отклонений, тем выше риск данной операции [1, 2, 18]. Под результатом инвестиционного проекта обычно понимают его доходность или рентабельность.
Возможно предложить самые разнообразные методы классификации риска. Однако к наиболее общим идам риска обычно относят [1, 57, 58]:
1. Производственный риск, связанный с производством товаров и услуг (различные неблагоприятные изменения ключевых факторов нефтедобычи - дебиты, запасы, производственные издержки и т.д.).
2. Коммерческий риск, связанный с реализацией товаров и услуг (увеличение задержек платежей от покупателей нефти, падение цен на нефть, рост транспортных тарифов, ограничения на экспорт и т.д.).
3. Финансовый риск, связанный со структурой капитала предприятия и его способностью своевременно выполнять обязательства перед различными кредиторами (большие процентные платежи за пользование заемными средствами, большая доля заемных средств, неспособность формировать положительный поток наличных денег от операционной деятельности и т.д.).
4. Экономический риск, связанный с общей экономической ситуацией в стране и за ее пределами (разного рода кризисы, инфляция, изменение относительных курсов валют, политические ограничения и т.д.).
При принятии решения об инвестировании средств в проект разработки нефтяного месторождения (как и во всякий другой проект), необходимо принимать во внимание все возникающие при этом риски. При этом могут быть избраны различные стратегии управления рисками: минимизация рисков, оптимизация соотношений между степенью риска и доходностью, компенсация риска требованием более высокой доходности и множество других.
В предыдущей главе мы уже начали рассмотрение вопросов риска инвестиционного проекта при разных налоговых режимах на базе анализа чувствительности и оценок величины минимально рентабельного начального дебита добывающей скважины.
Теперь же мы вплотную подошли к имитационному моделированию инвестиционных рисков. Этот анализ также будет проводиться с точки зрения сравнения разных налоговых режимов. Но сам подход, разумеется, годится для сравнения и разных инвестиционных проектов в рамках одной налоговой системы.
Похожие диссертации на Экономические механизмы повышения надежности разработки нефтяных месторождений
