Учебно-методический центр

по аттестации научно-педагогических работников ВУЗов



Главная | Философия | Обществоведение | Книги | Учебники | Методики | История | Религия | Цели и задачи

Методические подходы к обоснованию интегральной эффективности крупных проектов строительства магистральных нефтепроводов

В последнее время среднегодовые темпы роста российского валового внутрен­него продукта устойчиво превышают аналогичные показатели мировой экономи­ки в целом. Произошедшие в России позитивные изменения нашли свое отра­жение и в присвоении ей инвестиционного рейтинга ведущими мировыми рей­тинговыми агентствами – Standard & Poor’s, Moody’s, Fitch, и в значительном увеличении притока иностранного капитала, и в появлении первых признаков диверсификации экономики, снижения ее зависимости от конъюнктуры миро­вых сырьевых рынков. Вместе с тем существуют стратегически значимые фак­торы, сдерживающие рост конкурентоспособности экономики России. По мнению большинства аналитиков, одним из таких стратегически значимых факторов является наличие инфраструктурных ограничений, которые оказыва­ют негативное влияние на развитие практически всех отраслей, включая добы­вающую промышленность.

Андрей МАРГОЛИН — проректор по международным связям – директор Международного института государственной службы и управления РАГС, доктор экономических наук, профессор

Павел СЕРИКОВ — начальник управления экономики ОАО АК «Транснефть», кандидат технических наук

Отсутствие развитой инфраст­руктуры нефтяного экспорта в Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) не позволяет диверсифици­ровать поставки сырья на мировой рынок и ослабляет переговорные позиции России на традиционном для нее европейском направлении поставок углеводородов. Вместе с тем на экспортных направлениях

поставки нефти по системе магист­ральных нефтепроводов ОАО <<АК «Транснефть» — крупнейшего рос­сийского субъекта естественных монополий — имеется профицит пропускных способностей в разме­ре 8-10 млн т в год.

В целях дальнейшего развития экспортного потенциала реализует­ся целый ряд крупных проектов строительства магистральных неф­тепроводов. Речь в первую очередь идет о проекте «Восточная Сибирь — Тихий Океан» (ВСТО), который уже в 2009 г. позволит осущест­вить поставку 30 млн т нефти в страны АТР. Полное развитие ВСТО даст возможность увеличить поставки нефти на этом новом экс­портном направлении до 80 млн т в год. Еще одним серьезным проек­том, реализация которого позволит значительно снизить зависимость нашей страны от стран-транзитеров российской нефти, является вторая очередь Балтийской трубо­проводной системы. И, наконец, решения Правительства РФ ожи­дает проект строительства нефте-проводной системы «Харьяга — Индига», мощностью 12 млн т в год. Система включает в себя нефте­провод протяженностью 430 км и морской нефтеналивной терминал на побережье Баренцева моря.

Осуществление этих крупней­ших стратегически значимых для страны проектов потребует и адек­ватного инвестиционного обеспече­ния. Поэтому актуальность пробле­мы качественного обоснования эффективности строительства ма­гистральных нефтепроводов не вы­зывает сомнений. Проблема оцен­ки эффективности инвестицион­ных проектов достаточно давно находится в центре внимания оте­чественных и зарубежных эконо­мистов [1-4]. Безусловно, эти раз­работки могут быть использованы и для оценки эффективности стро­ительства магистральных нефте­проводов. Но без учета специфики рассматриваемых проектов, кото­рая проявляется в своеобразии формирования финансовых пото­ков участников проектов, в особен­ностях определения структуры и стоимости привлекаемого капита­ла, в подходах к учету инвестици­онных рисков и мультипликатив­ных эффектов, такое использова­ние может привести к недостаточно обоснованным выводам.

Мультипликативный эффект возникает на инвестиционной и эксплуатационной стадиях реали­зации проектов строительства ма­гистральных нефтепроводов. При размещении заказов на производ­ство труб и необходимого оборудо­вания, выполнении строительно- монтажных работ к проекту под­ключаются различные смежники, увеличивающие налоговые выпла­ты в консолидированный бюджет. У каждого из упомянутых предпри­ятий есть свои собственные смеж­ники, вовлечение которых в реали­зацию проекта еще больше увели­чивает налоговый мультипликатор.

При прочих равных условиях, чем длиннее технологический цикл вы­полнения того или иного вида ра­бот, связанных с выполнением про­екта, тем больше генерируемый этим видом работ мультипликатив­ный эффект.

Очевидно, что подобный эф­фект возникает лишь в случае раз­мещения заказов на российских предприятиях. Действительно, ес­ли к реализации проекта привлека­ются резиденты третьих стран, то именно эти страны и получат при­рост налоговых поступлений. Но проекты строительства магист­ральных нефтепроводов как раз и отличаются максимальной загруз­кой российских подрядчиков и суб­подрядчиков [5]. В целом величи­на налогового мультипликатора прямо пропорциональна доле до­бавленной стоимости в цене инвес­тиционных контрактов и контрак­тов на поставку сырья, комплекту­ющих и услуг, доле налогов в до­бавленной стоимости, числу стадий технологического цикла и обратно пропорциональна доле импортных закупок в стоимости строительства и материальных затратах на экс­плуатационной стадии проекта.

Рассматриваемый эффект не исчерпывается ростом налоговых выплат в консолидированный бюд­жет и проявляется через повыше­ние конкурентоспособности пред­приятий, прямо или косвенно уча­ствующих в осуществлении проек­та, увеличении платежеспособного спроса, обусловленного выплатой заработной платы на его различ­ных стадиях и т.д.

И мультипликативный эффект, и инвестиционные риски, и осо­бенности формирования финансо­вых потоков оказывают влияние на методику определения ключе­вых оценочных показателей эф­фективности инвестирования, в первую очередь на величину чисто­го дисконтированного дохода (да­лее — ЧДД). Как известно, ЧДД представляет собой превышение интегральных (за расчетный пери­од ) дисконтированных денежных поступлений над интегральными дисконтированными денежными выплатами, обусловленными реа­лизацией инвестиционного проек­та. Проект может быть признан экономически эффективным, если ЧДД. При сравнении вариан­тов осуществления инвестицион­ных проектов следует руководство­ваться критерием ЧДД шах.

Мультипликативный эффект невозможно учесть только при тра­диционных расчетах коммерческой эффективности, поскольку допол­нительные налоговые поступления не являются формирующим его фактором. Однако, учитывая, что в акционерном капитале ОАО АК «Транснефть» голосующие акции принадлежат исключительно госу­дарству, вполне корректно ввести понятие «интегральной эффектив­ности строительства магистраль­ных нефтепроводов», при опреде­лении которой могли бы учиты­ваться и сальдо денежного потока, возникающее непосредственно у компании, и дополнительные на­логовые поступления в консолиди­рованный бюджет. Соответствен­но, ЧДД при определении интег­ральной эффективности рассчиты­вается следующим образом: строительства магистральных неф­тепроводов, является индикатором того, что государство, будучи соб­ственником ОАО АК «Транс- нефть», равно заинтересовано как в стабильной и финансово устойчи­вой работе компании, так и в росте налоговых выплат, генерируемых рассматриваемыми проектами.

Помимо оценки мультиплика­тивного эффекта, особого внима­ния заслуживают подходы к опре­делению чистой прибыли, являю­щиеся неотъемлемой составной ча­стью методики расчета плановой тарифной выручки от реализации услуг по транспортировке нефти. Эти услуги включают в себя такие операции, как перекачка нефти по магистральному нефтепроводу; выполнение заказа и диспетчери­зация поставок нефти; перевалка, слив/налив, прием/сдача нефти. В соответствии с «Положением об определении тарифов на услуги по транспортировке нефти по магист­ральным нефтепроводам», утверж­денным приказом ФСТ России от 17.08.05 г. № 380-Э/2 (далее – «Положение…»), плановая тариф­ная выручка должна обеспечить покрытие обоснованных эксплуа­тационных затрат компании, обос­нованных расходов на обслужива­ние долговых обязательств любого вида, привлеченных и использо­ванных для проведения капиталь­ного ремонта, диагностики, рекон­струкции и модернизации основ­ных производственных фондов, а также создания новых основных производственных фондов; образо­вание плановой чистой прибыли, необходимой для выполнения про­изводственной программы, и упла­ту налогов. Величина чистой при­были, как и для других естественных монополий, рассчитывается методом предельной рентабельнос­ти, базой определения которой, как правило, служат расходы на оказание услуг по транспортиров­ке нефти.

Важное обстоятельство, отра­жающее специфику сравнения ва­риантов строительства магистраль­ных нефтепроводов, состоит в том, что, поскольку среди затрат, отно­симых на расходы, вычитаемых из выручки до налогообложения при­были, учитываются затраты по обслуживанию долга, величина плановой тарифной выручки ста­новится зависимой от схемы фи­нансирования при неизменных объемах транспортировки нефти. Из-за того, что предоставление од­ной и той же услуги по транспорти­ровке нефти (по качеству и по объ­ему) в сравниваемых вариантах инвестирования будет учитываться по различным тарифам, эти вари­анты неизбежно окажутся несопо­ставимыми друг с другом. Во избе­жание подобной ситуации необхо­дима специальная процедура при­ведения сравниваемых вариантов к сопоставимому виду путем вы­равнивания применяемых в расче­тах тарифов на транспортировку нефти.

На практике наиболее целесо­образный путь — использование максимального тарифа (соответст­вующего максимальной плановой тарифной выручке, рассчитанной по каждому из вариантов в соот­ветствии с «Положением…») для расчетов ЧДД. Особо подчеркнем, что область применения единого тарифа ограничивается сравнени­ем вариантов инвестиционных ре­шений и не распространяется на окончательное утверждение тарифа на транспортировку нефти. То есть утверждаемый тариф должен соответствовать плановой тариф­ной выручке оптимального вариан­та инвестирования. Процедура принятия такого инвестиционного решения иллюстрируется услов­ным примером, приведенным в Таблице. Из нее видно, что если бы выбор оптимального варианта осу­ществлялся путем сопоставления величин ЧДД, рассчитанных с уче­том плановой тарифной выручки и соответствующих ей тарифов по каждому из сравниваемых вариан­тов, то наилучшим оказался бы ва­риант 4. Однако приведение вари­антов к сопоставимому виду путем использования единого (в данном случае — максимального из воз­можных) тарифа заставляет сде­лать выбор в пользу варианта 2. В конечном счете, соответствующий ему уровень тарифа целесообразно принять в качестве утвержденного тарифа на транспортировку нефти по строящемуся магистральному нефтепроводу.

Хотя проекты строительства ма­гистральных нефтепроводов прак­тически не получают государствен­ной поддержки, целесообразно, на наш взгляд, обратить внимание на ее возможные формы именно в контексте методики определения чистой прибыли. Например, при осуществлении геополитически значимых проектов, ожидаемая эффективность которых ниже среднерыночного уровня, привле­чение инвесторов из негосударст­венного сектора экономики потре­бует дополнительного стимулиро­вания со стороны государства. В качестве мер такого стимулирова­ния могут использоваться: предо­ставление государственных гаран­тий частным инвесторам, органи­зация смешанного государственно- коммерческого финансирования на основе процедуры выравнива­ния доходности участников проек­та, амортизационные, налоговые и кредитные льготы [ 6 ].

Применительно к проектам, ре­ализуемым ОАО АК Транснефть, наиболее существенной мерой их государственной поддержки мо­жет стать отмена нормы, в соот­ветствии с которой компания обязана направлять не менее 10% чистой прибыли на выплату диви­дендов по привилегированным ак­циям. Эта норма является своеобразным «подарком» миноритар­ным акционерам и приводит к уменьшению инвестиционного по­тенциала компании. В условиях наличия отвечающих государст­венным интересам амбициозных инвестиционных планов, требую­щих крупных капиталовложений, подобные выплаты не имеют логи­ческого объяснения. Более того, с нашей точки зрения, целесообраз­но законодательно исключить при­менение подобной практики для всех компаний, у которых доля го­сударства в акционерном капитале является контрольной.

Опыт практических расчетов свидетельствует о наличии тесной зависимости оценки эффективнос­ти инвестирования и принимаемых хозяйственных решений от расчет­ной величины нормы дисконтиро­вания. Несмотря на то, что пробле­ма выбора величины нормы дис­конта при оценке эффективности конкретных инвестиционных про­ектов относится к числу наиболее принципиальных, даже достаточно большое количество исследований не внесло полной ясности в методи­ку ее определения. Однако любые расчеты показателей эффективнос­ти инвестиций без учета фактора времени (т.е. без учета дисконти­рования) не имеют смысла.

Норма дисконтирования для проектов строительства магист­ральных нефтепроводов может оп­ределяться как на основе концеп­ции альтернативной доходности (если проект реализуется за счет собственных средств), так и на ос­нове концепции средневзвешенной стоимости капитала. В первом слу­чае стоимость капитала может приниматься равной доходности долгосрочных государственных об­лигаций, либо, при существенной геополитической значимости про­ектов, задаваться собственником (государством) централизованно. Во втором случае принимается во внимание типовая структура фи­нансирования проектов компании, включающая собственные средст­ва, привлекаемые кредиты и эмис­сию облигаций*. Тогда расчет про­изводится по формуле (2):

* Здесь необходимо учесть существующую структуру капитала ОАО АК «Транснефть», реа­лизующей все проекты строительства магистральных нефтепроводов. Как известно, 75% ее акций являются простыми (голосующими) и принадлежат государству, а 25% акций — привилегированными и находятся в собственности различных миноритарных акционе­ров, к которым относятся и члены трудового коллектива, и, в большей степени, ряд ин­вестиционных фондов. Поскольку сохранение стратегического контроля государства за трубопроводной инфраструктурой является необходимым условием обеспечения энерге­тической безопасности страны и у государства нет планов снижения своего контроля за деятельностью компании, это делает маловероятным дополнительную эмиссию акций потенциальным механизмом привлечения инвестиционных ресурсов па ближайшую пер­спективу.

Следует отметить, что риски присущи любому инвестиционно­му проекту и могут быть вызваны разными причинами. Так, по ис­точнику возникновения они под­разделяются на риски предприя­тия, получающего инвестиции (синонимы — специфические рис­ки; риски реципиента инвести­ций) , и рыночные риски (синоним — систематические риски). Прин­ципиальным отличием этих видов рисков является то, что специфи­ческие риски свойственны кон­кретным компаниям-реципиентам инвестиций, а систематические относятся к рынку в целом. Если специфические риски могут быть как управляемыми со стороны ин­вестора, так и неуправляемыми, то на рыночные риски инвестор повлиять не может.

Одним из наиболее распростра­ненных методов учета инвестици­онных рисков является использо­вание премии за риск. Данный подход равносилен увеличению нормы дисконтирования и отра­жает ужесточение требований ин­вестора к эффективности вклады­ваемых им средств с учетом воз­можного риска. Этот метод также может рассматриваться как логи­ческое следствие «золотого прави­ла инвестирования», в соответст­вии с которым более высокий риск инвестиций должен компенсиро­ваться более высоким уровнем до­ходности вложений.

С методологической точки зре­ния подобный подход к учету оп­равдан только для тех видов рис­ков, которые не являются дивер­сифицированными и не могут быть застрахованы (к ним отно­сятся рыночные риски и неуправ­ляемые участниками инвестици­онной деятельности специфичес­кие риски). Действительно, если риск застрахован, то выплата страховой премии учитывается в составе оттоков денежных средств непосредственно, а не через субъ­ективные премиальные надбавки к величине нормы дисконта. По сути дела, увеличение нормы дис­контирования на величину премии за застрахованные (или миними­зированные иным способом) рис­ки равносильно двойному счету этих рисков при оценке эффек­тивности инвестирования и может привести к необоснованному от­клонению экономически выгодных проектов.

В «Методических рекомендаци­ях…» [1 ] в величине поправки на риск предлагается учитывать три основных типа: страновой риск; риск ненадежности участников проекта; риск неполучения преду­смотренных проектом доходов. Очевидно, что государственные облигации можно лишь условно считать безрисковыми, поскольку уровень их доходности страновой риск учитывает. Что же касается риска ненадежности участников проекта, который может быть свя­зан с вероятным нецелевым ис­пользованием инвестиционных ре­сурсов, финансовой неустойчивос­тью предприятия-инициатора про­екта или плохой репутацией его руководства, недобросовестностью или неплатежеспособностью по­ставщиков и (или) потребителей и т.д., то применительно к ОАО АК «Транснефть» этот риск минима­лен.

Подтверждением является не только то, что сама компания вы­соко оценивается рынком, но и то, что она работает с наиболее авто­ритетными инвесторами.

Риск неполучения доходов мо­жет быть обусловлен прежде всего техническими, технологическими и организационными решениями, предусмотренными проектом, а также колебаниями рыночной конъюнктуры. Например, ошиб­ки, допущенные при составлении плана маркетинга, обязательно увеличат риск неполучения ожи­даемых участниками проекта до­ходов и, соответственно, величину премии за риск. Но подавляющее большинство этих рисков относят­ся к диверсифицируемым специ­фическим рискам. Следовательно, они могут быть учтены непосред­ственно в денежных потоках по проекту и не требуют введения премиальной надбавки в норму дисконтирования.

При обосновании эффективно­сти строительства магистральных нефтепроводов рекомендуется комбинированный подход к учету инвестиционных рисков, суть ко­торого заключается в следующем.

•   Для учета не диверсифицируе­мых специфических и рыноч­ных рисков используется метод премии за риск, при котором ставка дисконта представляет собой сумму безрисковой до­ходности инвестирования, а также премий за страновой риск и риск ненадежности уча­стников проекта. Для практи­ческих целей эти виды рисков могут быть учтены путем при­менения ставки дисконтирова­ния, равной процентной ставке по долгосрочным государствен­ным облигациям, увеличенной на 1%.

•   Применительно к рассматрива­емым проектам риски неполуче­ния запланированных доходов

по проекту, также учитываемые кумулятивным методом расчета рисковой премии, являются преимущественно диверсифи­цируемыми. По тем из них, ко­торые могут быть застрахова­ны, учет обеспечивается путем отражения страховых премий в составе денежных выплат по производственной деятельнос­ти. Для учета нестрахуемых ди­версифицируемых специфичес­ких рисков используется метод тройного расчета с предвари­тельной экспертной оценкой ве­роятности возникновения пес­симистического, ожидаемого и оптимистического сценариев. Поэтому в коррекции рисковой премии и при соответствующем увеличении нормы дисконтиро­вания на величину этих рисков нет необходимости.

Литература

1. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проек – тов и их отбору для финансирования». М., 2000 (утверждены Минэкономики РФ, Минфином РФ, ГК РФ по строи­тельной, архитектурной и жилищной политике №ВК 477 от 21.06.1999 г.).

2. Виленский П.Л., Лившиц /»’. II., Смо – ляк С.А. Оценка эффективности инвес­тиционных проектов: теория и практи­ка. Учебно-практическое пособие. М., 2001.

3.   Брейли Р., Майерс С. Принципы корпо­ративных финансов. М., 2004.

4. Марголин A.M. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Учебник для вузов. М., 2007.

5. Стать лучшей в мире. Интервью с прези­дентом ОАО АК «Транснефть» С.М.Вайнштоком // Трубопроводный транспорт нефти. 2006. № 2.

6. Марголин A.M. Методы государствен­ной поддержки развития трубопровод­ного транспорта нефти // Трубопровод­ный транспорт нефти. 2001. № 2.

Written by admin

Март 7th, 2016 | 4:41 пп