Сравнение различных методов оценки эффективности инвестиционных проектов на примере Балтийской трубопроводной системы

CfU. Калинин

СРАВНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

В работе осуществляется анализ результатов оценки эффективности инвестиционного проекта Балтийской трубопроводной системы (БТС) при использовании разных методов оценки и различных гипотез об исходных данных. В качестве базы сравнения используется упрощенная основанная на отчетных данных финансовая модель, представленная в первой части статьи. С учетом допущений модели и погрешности исходных данных расчетные оценки должны быть близки к реальным показателям проекта. Для простоты оценки эффективности проекта (дисконтированный срок окупаемости (PP), дисконтированный денежный поток (NPV), внутренняя норма доходности (IRR)) и саму финансовую модель далее будем называть базовыми.

Каждый проект является индивидуальным, поэтому, оценивая проект в разных условиях, скорее всего, будут получены различные результаты. Тем не менее, представляется полезным, для разностороннего анализа и учета всех особенностей проекта проводить оценку не одним единственным методом, а тем методом или их комбинацией, которые наиболее подходят для каждого конкретного проекта.

Альтернативные расчеты эффективности проекта БТС будут проведены нами на тех же исходных данных (с допущениями об их вероятностном или интервальном характере), что и базовая модель, но с применением других методов:

• метода сценариев;

• экспертных методов;

• интервальных методов.

По результатам этих расчетов может быть составлена таблица со значениями оценок эффективности проектов и проведен их анализ.

188

Характеристика Балтийской трубопроводной системы. Балтийская трубопроводная система является магистральной системой нефтепроводов на Северо-Западе России, соединяющих месторождения нефти Тимано-Печерского, ЗападноСибирского и Урало-Поволжского районов со специализированным морским нефтеналивным портом Приморск (СМНП Приморск) в Ленинградской области. БТС позволяет экспортировать российскую нефть в бассейн Балтийского моря и далее в Европу, не используя транзит через прибалтийские страны или перегруженные порты Санкт-Петербурга. Проект был реализован в период с 2000-2006 гг. для решения следующих задач:

• увеличение мощности экспортных нефтепроводов и расширение российской экспортной инфраструктуры на Балтике;

• снижение издержек по транспортировке нефти на экспорт;

• снижение транзитных рисков при поставках нефти через прибалтийские страны.

Проектная мощность всей трубопроводной системы выросла с 12 млн. т нефти в год в 2002 г. (первая очередь) до 74 млн. т. Весь проект оценивается экспертами от 2,5 млрд. долл. до 3,5 млрд. долл. [1].

Всего в рамках проекта БТС было построено 1600 км линейных трубопроводов, 17 нефтеперекачивающих станций, нефтеналивной порт в Приморске, способный принимать одновременно четыре танкера водоизмещением по 100 тыс. тонн. В табл. 1 приведены инвестиции по этапам расширения БТС, которые в дальнейшем будут использоваться в финансовой модели проекта.

Для оценки инвестиций в проект использовались открытые данные, которые верифицировались между собой. Предпочтение в определении показателей отдавалось официальным источникам (пресс-релизы АК «Трансфнеть», заявления ее руководителей или представителей Правительства РФ более надежные источники информации, чем оценки и расчеты внешних к проекту аналитиков).

В составе первой очереди БТС протяжённостью 457 км построен нефтепровод Кириши-Приморск мощностью 12 млн. т нефти в год, расширен и реконструирован нефтепровод Яро-

189

славль-Кириши, построен терминал по наливу нефти в Финском заливе в районе г. Приморск.

Таблица 1

Динамика увеличения мощности БТС и оценка соответствующих инвестиций (в текущих ценах) по годам

Этап повышения мощности Мощность нефтепровода, млн. т в год Инвестиции, млн. долл. Инвестиции, млрд. руб. [2]

Декабрь 2001 г. 12 290* 8,7

Июль 2003 г. 18 318 10,0

Ноябрь 2003 г. 30 450 13,5

Март 2004 г. 42 500 14,5

Август 2004 г. 50 240 6,9

Апрель 2006 г. 65 300 8,4

Ноябрь 2006 г. 74 400 10,9

* Не учитываются инвестиции в портовую инфраструктуру.

Первая очередь БТС была построена в 2000-2002 гг. Мощность первой очереди, введённой в эксплуатацию 27 декабря 2001 г., составила 12 млн. т нефти в год, а стоимость оценивается в 460,2 млн. долл. [3], в том числе 169,6 млн. долл. на строительство нефтеналивного терминала, которые при расчетах эффективности проекта учитываться не будут.

В 2002 г. с региональными властями было согласовано технико-экономическое обоснование проекта второго этапа БТС с расширением пропускной способности до 18 млн. т. нефти в год (для этого запланировано строительство трех насосных станций, восьми резервуаров и расширение нефтепровода Ярославль-Кириши). Строительство планировали начать в конце 2002 г. и завершить в течение 14 мес, при его стоимости, по заявлению вице-президента компании AK «Транснефть» С. Тер-Саркисянца, 10 млрд. руб. [4].

К весне 2004 г. мощность БТС была увеличена до 42 млн. т. Общая стоимость увеличения мощности БТС с 12 до 42 млн. т была оценена главой АК «Транснефть» С.Вайнштоком в

190

1,2 млрд. долл. [5]. Таким образом, с учетом оценки инвестиций на расширение до 18 млн. т в 318 млн. долл. (10 млрд. руб.), для увеличения мощности БТС с 18 до 30 млн. т потребовалось 450 млн. долл., а с 30 до 42 млн. т около 500 млн. долл.

В августе 2004 г. мощность БТС была доведена до 50 млн. т. Это было сделано благодаря строительству двух перемычек и трёх лупингов общей протяжённостью 200 км, а также четырёх резервуаров емкостью 50 тыс. куб. м в СМНП Приморск.

27 декабря 2004 г. председатель правительства РФ Михаил Фрадков подписал распоряжение об увеличении мощности БТС с 50 до 60 млн. т в год. При этом было введено 145 км линейных нефтепроводов, реконструированы 7 нефтеперекачивающих станций и построена одна, произведены работы по расширению СМНП Приморск.

В 2006 г. АК «Транснефть» завершила строительство БТС. Об этом заявил на пресс-конференции министр промышленности и энергетики РФ, председатель совета директоров АК «Транснефть» В. Христенко. По его словам, проектная мощность в 65 млн. т в год против ранее планируемой мощности 60-62 млн. т достигнута благодаря новым техническим решениям. При этом стоимость строительства не увеличилась. По сообщению министра стоимость проекта в общей сложности составила 2,2 млрд. долл., и увеличение мощности не привело к увеличению стоимости проекта благодаря реинвестированию финансовых средств на каждом этапе проекта расширения БТС.

В конце 2006 г. мощность БТС достигла 74 млн. т нефти в год. Была построена нефтеперекачивающая станция «Невская 2», проведены работы по реконструкции ключевых объектов, построены перемычки и лупинги на магистралях.

Построение упрощенной финансовой модели проекта БТС. Для оценки эффективности инвестиционного проекта строительства БТС будем использовать упрощенную финансовую модель, которая включается в себя следующие основные показатели, преимущественно, взятые как фактические отчетные данные:

• инвестиции (см. табл. 1);

• выручка, определяемая объемами прокачки нефти, умноженными на тариф (табл. 2);

191

• операционные затраты (табл. 2, рассчитано на основании табл. 3), а также другие параметры.

Таблица 2

Тариф на перекачку нефти по БТС, руб./т за весь маршрут

Год Объем прокачки, млн. т/год Тариф, руб./т за весь маршрут Операционные затраты, млрд. руб.

2002 15,00 203,8 1,1

2003 20,00 199,4 1,4

2004 42,00 209,7 3,1

2005 50,00 165,38 2,9

2006 62,50 190,18 4,2

2007 74,00 210,54 5,45

2008 74,00 251,49 6,5

2009 74,00 345,31 8,9

2010 74,00 336,15 8,7

2011 74,00 420,00 10,9

2012 74,00 553,50 14,3

Налоги и притоки/оттоки финансовых средств в связи с кредитованием проекта в финансовой модели не учитываются, а денежный поток считается не для АК «Транснефть», а для условного экономического агента «государство». Таким образом, оценка инвестиций должна показать окупаемость и прибыльность проекта для общества в целом. Проект осуществляется за счет условно собственных средств общества, которые не ограничены и не влияют косвенным образом на финансовые потоки в рамках проекта, как это может быть при анализе инвестиционной и коммерческой деятельности компаний. Ограничениями на принятие решения в пользу проекта БТС выступают экономические условия (капитальные и операционные затраты, которые должны окупиться за счет выручки) и ставка дисконтирования. В такой постановке задачи решается проблема приближенной оценки общественной эффективности проекта, а не коммерческой эффективности для АК «Транснефть». Описанный подход создает возможность для сравнения различных методов оценки эффективности инвестиционных проектов на примере инвестиционного проекта БТС и его упрощенной финансовой модели, что является основной целью данной работы.

192

Время проекта - 12 лет - с 2000 г. по 2011 г. Начало функционирования трубопровода и образования положительных финансовых потоков принято с третьего года (2002 г.), как это и было по факту. Первые два года происходят только затраты и строится первая очередь проекта мощностью 12 млн. т, затем до 2007 г. ведется строительство следующих очередей с расширением в общей сложности до 74 млн. т в год, но при этом в денежный поток проекта включается выручка от прокачки нефти.

В инвестиции включены все затраты как на сам нефтепровод, так и на обеспечивающую инфраструктуру за исключением портовой инфраструктуры, а финансовые потоки считаются для одного выгодоприобретателя - условно им выступает РФ в целом. Выручка определяется произведением объема прокаченной по трубопроводу нефти и ставок тарифа за это. Платежи за портовые услуги не включены в расчеты. В 2002-2004 гг. применялись повышенные тарифы за прокачку нефти, чтобы ускорить окупаемость инвестиций.

Ставка дисконтирования в базовом расчете экспертно принимается в 10% . Валюта расчета - рубли.

Для оценки ежегодных операционных затрат были проанализированы данные по выручке и себестоимости продуктов и услуг ООО «Балтнефтепровод» - компании оператора БТС, которая является дочкой АК «Транснефть», а также аналогичные данные самой компании АК «Транснефть». У компании АК «Транснефть» затраты составляют примерно 2/3 от выручки, и это соотношение достаточно устойчиво. Доля ежегодных затрат ООО «Балтнефтепровод» за 2007-2009 гг. варьировалась в диапазоне 29-40% от выручки (табл. 3). Примем соотношение затрат и выручки постоянным и оценим его на уровне 35% на протяжении всего периода эксплуатации нефтепровода.

На основании приведенных исходных данных и параметров получены следующие значения показателей эффективности проекта за 12 лет (расчеты производились дисконтированием назад): №У= 4,4 млрд. руб., 1^=11,8%, РР= 12 лет.

193

Чувствительность модели (показателя КРУ) сильнее всего к тарифу, что традиционно для финансовых моделей, построенных по методу ОСБ (дисконтирования финансовых потоков). Далее идут капитальные вложения, ставка дисконтирования. Чувствительность по объемам не проверялась, так как БТС не планируется использовать не на полную мощность.

Таблица 3

Соотношение выручки и себестоимости (затрат) по проекту БТС (на основе отчетных данных оператора проекта ООО «Балтнефтепровод»

Год Выручка, млрд. руб. Себестоимость, млрд. руб. Доля себестоимости в выручке, %

2009 41 12 29,2

2008 22,6 89,8 39,7

2007 24,6 87,3 35,5

Использование других методов оценки эффективности проекта. Прямой расчёт эффективности инвестиционных проектов на основе статичных значений исходных данных и основных параметров не всегда может приводить к надежным результатам. Это может быть связано как с неопределённостью исходной информации для оценки проекта, так и с часто встречающимся на практике отклонением фактически наблюдавшихся показателей от плановых.

Далее рассмотрим две альтернативные оценки эффективности проекта БТС при использовании метода сценариев и последующем привлечении экспертов для оценки вероятности сценариев, а так же проведём оценку проекта при помощи интервальных методов, которые используются при неопределенности исходных данных.

Сценарный подход. Метод сценариев достаточно часто используется при оценке инвестиционных проектов, чтобы проанализировать эффективность проекта при различных вариантах развития, как внешнего окружения проекта, так и его собственных параметров. Можно оценить влияние одновременно-

194

го изменения как одного, так и нескольких параметров, влияющих на формирование денежного потока.

Обычно строится три сценария: оптимистический, пессимистический и базовый или инерционный. Другой подход, более сложный, состоит в том, чтобы через сценарии описать наиболее вероятный сценарий или большую часть различных траекторий развития проекта в зависимости от факторов.

Применительно к проекту БТС будут рассмотрены три сценария. Первый базовый сценарий рассмотрен выше. В рамках метода сценариев предполагаем, что планируемые показатели по базовому сценарию совпадают с фактическими. Поэтому показатели эффективности проекта по базовому сценарию будут взяты из расчета по упрощенной финансовой модели БТС.

Во втором сценарии рассмотрим ситуацию, когда капитальные вложения превысили базовые на 20%. Это может быть обусловлено ростом цен на строительные работы или металлы, что приводит в свою очередь к росту цен на трубы у поставщиков. В практике такое случается часто. При этом, значения остальных показателей соответствуют плановым.

В третьем сценарии рассмотрена ситуация с повышением тарифов на 20% по сравнению с базовыми. Повышение тарифов могло быть одобрено благодаря тому, что основным акционером БТС является государство, которое заинтересовано в скорейшей окупаемости проекта, и имеет возможность оказывать влияние на формирование тарифа.

Проведя расчеты по трём сценариям, приведём в табл. 4 данные по NPV, IRR и PP (сроку окупаемости).

Таблица 4

Значения критериев оценки проекта по каждому сценарию

Номер сценария NPV, млрд. руб. IRR, % PP, лет

1 4,4 11,8 12

2 -6,7 7,5 16,9

3 16,5 16,5 10,5

Если проанализировать полученные варианты, то видно, что при реализации проекта необходимо следить за капитальными

195

вложениями. Их рост может существенно снизить эффективность проекта. Также следует отметить, что окупаемость и КРУ могут быть существенно улучшены при увеличении тарифов.

Сами сценарии могут показать возможные исходы реализации проекта при наступлении определённых обстоятельств. Для того чтобы сделать интегральную оценку всего проекта при наличии сценариев, необходимо определить вероятность развития каждого сценария, считая, что вероятность всего набора сценариев равна единице.

На практике часто для получения вероятностной оценки каждого сценария, прибегают к помощи экспертов. Часто это люди с большим опытом работы в области, где планируется осуществлять инвестиционный проект. Есть различные методы получения экспертной оценки [6]. В данном случае полагаем, что эксперты, обсуждая проект, приходят к единому мнению (консенсусу) по вероятностям реализации каждого из трёх сценариев (табл. 5).

Таблица 5

Оценка экспертами вероятности реализации каждого сценария

Номер сценария Вероятность реализации сценария, %

1 50

2 25

3 25

Теперь зная вероятность реализации каждого из сценариев, можно посчитать интегральный эффект реализации инвестиционного проекта с учётом возможных сценариев развития событий. Данный расчёт производится взвешиванием критериев эффективности с учётом их вероятности из табл. 5 и последующим суммированием: КРУ= 4,65 млрд. руб., 1^=11,9%, РР= 12,9 лет.

Полученное интегральное значение показывает эффективность проекта по критерию КРУ.

196

Применение интервальных методов оценки при неопределённости с исходными данными. Оценивая реальный инвестиционный проект, часто возникают ситуации, когда нельзя точно указать значения переменных и их вероятностные характеристики. Можно говорить только о некотором интервале, в котором могут находиться значения переменной. В такой ситуации сталкиваются с интервальной неопределённостью исходных данных. При этом вероятностных характеристик проекта может не существовать в принципе, поэтому пытаться присвоить вероятностные значения переменных экспертным путём не будет гарантировать надёжного решения проблемы. Для работы с интервальной неопределённостью и для получения интегральной оценки эффективности была разработана формула Л. Гурвица [7]. Обычно в литературе её называют "критерий оптимизма-пессимизма" и выражается она следующей формулой:

Эожид ХЭтах+(1-Х)Этт ,

где Этах и Эт;„ наибольший и наименьший интегральный эффекты; X принимает значение на отрезке [0; 1]. Этот показатель отображает склонность инвестора к пессимистическому или оптимистическому исходу реализации инвестиционного проекта. Наиболее часто в практике принимают значение X равным 0,3.

Когда собиралась информация для данной статьи, встал вопрос о точности исходных данных, которые брались для расчёта эффективности инвестиционного проекта. Не всегда можно было найти точные цифры по объёмам капитальных вложений, при этом эксперты называли некоторые интервальные значения капитальных затрат.

Исходя из предположения, что капитальные вложения могут находиться в определённом интервале, составим интервальные оценки капитальных вложений на каждом этапе. Капиталовложения на первом этапе достаточно точно представлены в официальных источниках, поэтому построение интервалов будем осуществлять для второго этапа и последующих. Примем, что суммы капитальных вложений имеют отклонение в пределах 10% от тех значений, которые использовались в

197

расчете базового сценария. Зададим интервальные значения в виде табл. 6. При формировании тарифа учитывались объёмы капитальных вложений со стороны АК «Транснефть», поэтому правильно будет учитывать не только интервалы капитальных вложений, но и интервалы тарифов, которые будут иметь отклонение на 10% от тех значений, которые использовались в расчете базового сценария.

Таблица 6

Минимальные и максимальные объёмы капитальных вложений, используемые для построения интервальных оценок

Год Капитальные вложения, млрд. руб.

минимальная оценка максимальная оценка

2001 8,7 8,7

2002 9 11

2003 12,2 14,9

2004 13,1 16

2005 6,2 7,6

2006 7,6 9,3

2007 9,8 12

Произведя расчеты, получим интервальные значения показателей эффективности

Таблица 7

Минимальные и максимальные значения коэффициентов эффективности проекта

Критерий Значение Значение

минимальное максимальное

КРУ, млрд. руб. 3 5,6

ть, % 11,30 12

РР,лет 11,5 11,6

Воспользуемся формулой Гурвица для определения интегрального эффекта для инвестиционного проекта. Значение А будем брать равным 0,3. Тогда используя данные табл. 7 и подставляя их в формулу Гурвица, получим интегральный эффект проекта:

198

NPV=3,8 млрд. руб., IRR=11,5%, PP = 11,6 лет.

Оцененный методом интервалов инвестиционный проект является эффективным по критерию положительности NPV.

Выводы. Оценка эффективности проекта БТС с помощью критериев NPV, IRR и PP произведена тремя разными способами: обыкновенный расчёт эффективности проекта, использование метода сценариев и интервального метода для оценки капиталовложений (табл. 8). По всем трём методам проект оказался эффективным по положительности критерия NPV.

Таблица 8

Сравнение интегральных показателей эффективности, полученных с помощью трёх разных методов

Метод NPV, млрд. руб IRR, % PP, лет

Базовый 4,4 11,8 12

Метод сценариев 4,65 11,9 12,9

Метод интервалов 3,8 11,5 11,6

Как можно судить из данных табл. 8, интегральные показатели эффективности инвестиционного проекта, полученные тремя разными методами, близки друг к другу. Выбор используемого метода сильно зависит от исходной информации, её полноты, точности и достоверности. С другой стороны, используя при расчётах один метод как основной, и получив результат можно дополнительно воспользоваться другими методами, подходящими в этой ситуации, для уточнения полученного результата и проверки влияния на него различных обстоятельств.

Так, в самом первом расчёте, значение КРУ равнялось 4,4 млрд. руб., что характеризует инвестиционный проект как эффективный. Метод сценариев при наличии базового расчёта дополняет его. Метод сценариев даёт возможность выявить влияние на проект различных факторов, и позволяет сделать вывод о целесообразности тщательного контроля капитальных затрат, чтобы не снизить эффективность инвестиционного проекта.

199

При наличии риска возникновения отклонений показателей от базовых расчёт методом сценариев пришлось бы проводить сразу. Такая возможность появляется лишь при наличии экспертных оценок вероятности развития того или иного сценария.

В ситуации, когда неизвестны точные значения переменных и их вероятностные характеристики, а известны только интервалы, в которых они могут находиться, возникает задача определения эффективности инвестиционного проекта по данным интервальным значениям. Те вероятностные значения, которые эксперты могут присваивать сценариям или строить вероятностные распределения для переменных, будут менее точными, чем задание экспертами интервала, в котором может находиться значение переменных. В статье такой пример приведен в ситуации интервальной неопределённости исходных значений капитальных вложений и тарифов, формирование которых осуществляется в привязке к капитальным вложениям. В этом случае нет возможности оценить проект методом сценария, так как любое значение из интервала имеет одну и ту же вероятность равную единице, следовательно, интегральная оценка делается по всем таким вариантам, лежащим в определённом интервале значений.

Поэтому можно говорить о двух важных моментах при оценке инвестиционных проектов:

• при оценке инвестиционного проекта, необходимо выбирать тот метод, который наилучшим образом может учесть особенности исходных данных;

• для повышения точности оценки, стоит применять комплекс методов, которые могут показать хорошие результаты в конкретной ситуации, а также повысить качество первоначальной оценки и способствовать всестороннему рассмотрению инвестиционного проекта.

Литература и информационные источники

1. Дмитриева И.Д. БТС прирастает новыми ветками // Трубопроводный транспорт, сентябрь 2007.

2. www.finmarket.ru Значения курса доллара США в 2000-2012 гг.

200

3. http://www.lenobl.ru/economics/transport/tubing (01.03.2012) описание Балтийской трубопроводной системы на сайте - официальном представительстве Ленинградской области.

4. Корнышева А. Виктор Христенко расширил нефтяную трубу //Коммерсант, №116 от 5.07.2003 г. Электронный ресурс http://www.kommersant.ru/doc/393830 (01.03.2012).

5. «Транснефть» увеличила мощность Балтийской трубопроводной системы на 18 млн тонн - до 30 млн тонн // РИА Новости, Москва, 4 ноября 2003 г корр. Т. Белякова, Е. Якута. Электронный ресурс http://money.rin.ru/content/?id=2219 (01.03.2012).

6. Царёв В.В. Оценка экономической эффективности инвестиций, СПб.: Питер, 2004.

7. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М.: Дело, 2002.

201