Методы учета риска при оценке инвестиций за рубежом

 

В последнее время в расчетах экономической эффективности реальных инвестиций как в нашей стране, так и за рубежом все чаще применяют современные математические методы учета риска. Кроме широко известного правила "большого пальца", восходящего к теореме Эррой Линда (1970 г.) с дополнениями Литтла и Миррлея (1974 г.), в нашей стране и за рубежом используют математические приемы оценки перерасходования затрат Безана-Джоунса (1989 г.), возможных результатов сценариев, предложенные Андерсоном (1990 г.), "институционального риска" (Салоп, 1991 г.) и другие.

При использовании зарубежных методов оценки эффективности необходимо учитывать, что в условиях совершенной конкуренции, когда ни одна из компаний не может существенно "взвинтить" цены, получение прибыли, большей, чем у конкурентов, возможно, если компания осуществляет свою деятельность с меньшими издержками, т. е. использует более совершенную технику и технологию. Однако, в связи с тем что время на разработку новой техники в последние годы резко сократилось, внедрение ее связано с определенной долей риска. Тем более традиционно рисковой остается нефтяная и газовая промышленность. При учете риска в этой отрасли в расчетах учитывают следующие факторы: методы оценки ресурсов нефти и газа, будущие цены на нефть и газ, себестоимость их добычи, транспортные расходы, будущую стоимость строительства и обустройства скважин, налоги и плату за землепользование, величину ожидаемого дохода.

Например, оценивается экономическая эффективность двух проектов разработки нефтяных месторождений при разной степени их геологической изученности: первый проект — изученная площадь (100 скважин пробурено, из них 95 дали промышленный приток нефти), извлекаемые запасы — 15 млн. т; второй — слабо изученная площадь (пробурено 5 скважин и только 1 скважина дала промышленный приток нефти), ориентировочные извлекаемые запасы — 100 тыс. т. Результаты расчета экономической эффективности разработки этих месторождений по показателям внутренней нормы доходности, отношению выгод и затрат (benefit-costs ratio — BCR), а также сроку окупаемости с учетом фактора времени представлены в табл. 5.

Как видно из табл. 15, проект 2 без учета риска имеет максимальную величину внутренней нормы доходности, более высокое соотношение выгод и затрат и небольшой срок окупаемости, но вероятность такого исхода невелика. При учете риска лучшим вариантом инвестиций является проект 1. Но при этом сохраняется целесообразность проведения дополнительных геологических и геофизических исследований для более надежной оценки вероятности проекта 2. После получения дополнительных данных необходимо повторить расчеты и выбрать лучший вариант по максимальной величине чистого дисконтированного дохода с учетом состояния рынка ссудного капитала. При окончательном выборе рекомендуется придерживаться следующих правил: 1) особенно рискованные инвестиции финансируются за счет собственных средств; 2) при использовании ссуд необходима тщательная подготовка кредитного соглашения (инвестиции с длительными сроками окупаемости должны инвестироваться за счет долгосрочных кредитов); 3) за весь период осуществления проекта должна быть обеспечена платежеспособность компании. Эти достаточно простые правила позволяют снизить долю риска.

Таблица 6 . Результаты расчета экономической эффективности разработки нефтяных месторождений с учетом и без учета риска

Месторождение и вариант расчета	Внутренняя норма доходности (ВНД)	Отношение выгод и затрат (ВСR)	Срок окупаемости
	Проект	1
Максимум	0,35	3,0	2,0 года
С учетом риска	0,33	2,7	2,2 года
	Проект	2
Максимум	0,80	5,2	1,0 год
С учетом риска	0,20	1,4	4,0 года

Совершенно очевидно, что продолжительность реализации проекта в условиях риска оказывает наибольшее влияние на его экономические показатели. При прочих равных условиях изменение цены на нефть или появление эффективных его заменителей может резко изменить оценочные показатели.

Ранее рассматривались в основном технико-экономические аспекты риска в условиях неопределенности. К другим важным экономическим аспектам учета риска должно быть отнесено: определение стоимости проекта в условиях действия инфляционных процессов, степень адаптации проектов к риску, оценка влияния риска на отдельные элементы расчета эффективности инвестиций.

Срок окупаемости с учетом фактора времени является также приближенной оценкой рискованности проекта. Понятно, что степень риска возрастает при удалении момента времени, когда инвестиции начинают давать отдачу. Кроме всего перечисленного, причина этого еще и в том, что вследствие технического прогресса возможно появление более совершенной техники, чем та, которая заложена в проекте. Чем быстрее оборот капитала, тем менее рискованный проект, а прибыль и амортизационные отчисления скорее могут быть направлены в новые проекты или использованы на другие цели.

При составлении проектов, особенно с большим сроком реализации, целесообразно включать такие его блоки, которые могут быть отсрочены или вообще отвергнуты. Например, строительство какой-либо дополнительной очереди нефтепровода, резервуарного парка и т. п., которое может быть перенесено на более поздние сроки либо отвергнуто при резком изменении ситуации. Другим направлением повышения адаптационных возможностей проекта является включение таких объектов, которые могут быть использованы в различных целях, например гибких производственных систем. Но при этом должна быть оценена экономическая эффективность адаптации. Например, если рекомендовать разбуривать недостаточно изученное месторождение более редкой сеткой скважин и принимать умеренные темпы отбора нефти, то в случае благоприятной геологической ситуации экономические показатели могут быть постепенно улучшены, риски при неблагоприятной ситуации будут не столь значительны[3] .

Ранее отмечалось, что одним из способов учета риска является использование при анализе проектов, характеризующихся большой степенью неопределенности конечных результатов, повышенной ставки дисконтирования (увеличения платы за риск).

Например, в США для строительства нефтегазопроводов, нефте-газохранилищ и объектов нефтепромыслового хозяйства ставка дисконтирования принимается в размере 8-10%, а для геологопоисковых работ, разработки новой техники, нефтепереработки установлены более высокие ставки дисконтирования (до 25%). Величина "надбавки" за риск зависит от характера проекта и влияния на него риска. В частности, в США при определении ставки дисконтирования все объекты топливно-энергетического комплекса условно разбиты на следующие группы:

• замена оборудования, обычно не связанная с существенными модификациями производства и имеющая относительно небольшой риск;

• внедрение новой техники, оборудования и технологии (учитывается неопределенность в оценке единовременных и текущих затрат);

• расширение производства (риск значительно больше, чем в предыдущих группах);

• научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки (НИОКР), имеющие недостаточные обоснования своей эффективности.

В пределах каждой группы может быть свое деление по степени риска. В нефтяной и газовой промышленности США, при оценке эффективности инвестиций в объекты сбора и транспорта нефти и газа ставка дисконта RD = 0,1 при ставке дисконта в нефтепереработке RD = 0,14. Зная ставки дисконта с учетом и без учета риска, можно определить так называемый "индекс риска" (/,.), который может быть найден как отношение чистого дисконтированного дохода за какой-либо период при ставке дисконта, учитывающего риск, к доходу с нормальной ставкой дисконта.

Величину дисконтированного дохода при нормальной ставке дисконта (Rj) определяют по формуле:

где (P_t - 3_t)— чистый доход в t-м году эксплуатации объекта ; i — ставка дисконта без учета риска.

Аналогичная величина при ставке дисконта, учитывающей

риск:

где г — ставка дисконта с учетом риска.

Величину индекса риска находят из выражения:

Очевидно, что I_r = f (г, г, Т). При i = 0,15, г = 0,30 и Т = 10 индекс риска равен 2,483. Величина индекса риска растет с увеличением расчетного срока службы проекта и зависит от соотношения ставки дисконта с учетом и без учета риска.

В некоторых случаях необходимо учесть различное влияние риска на показатели проекта в разные годы. Например, в первые годы эксплуатации проекта риск в получении прибыли составляет 10-20%, после 5 лет — 40-50% и т. д. Фактор изменения риска во времени может быть учтен при определении чистого дисконтированного дохода следующим образом:

где A_t — коэффициент, учитывающий фактор риска получения прибыли в году t.

Например, для реализации проекта требуется 500 млн. долл., ожидаемая величина прибыли в 1-й год составит 50 млн. долл. (с вероятностью 0,9); во 2-й год соответственно — 200 (0,8); в 3-й - 350 (0,7); в 4-й - 400 (0,6); в 5-й - 200 (0,5); в 6-й — 100 (0,4). Здесь первая цифра — объем чистой прибыли в млн. долл., вторая — коэффициент, учитывающий фактор риска. Ставка дисконта без учета риска составляет 10%. Результаты расчета дисконтированной прибыли приведены в табл. 7.

Таблица 7 . Пример определения дисконтированной прибыли с учетом переменного фактора риска

Год (t)	Прибыль (млн. $)	At	Прибыль с учетом риска (млн. S)	Коэффициент дисконтирования	Дисконтированная прибыль (млн. $)
1	50	0,9	45	0,9090	40,9
2	200	0,8	160	0,8264	132,22
3	350	0,7	245	0,7519	184,21
4	400	0,6	240	0,6849	164,37
5	200	0,5	100	0,6250	62,5
6	100	0,4	40	0,5650	22,6

Предлагаемые приемы дают лишь общие сведения о простейших путях решения проблем учета риска и неопределенности при оценке эффективности реальных инвестиционных проектов.

 

 

Заключение

 

Одной из наиболее актуальных проблем современного этапа развития российской экономики является продолжительный инвестиционный кризис. Он вызван рядом причин, среди которых:

· политическая нестабильность, особенно на фоне экономического кризиса;

· неотработанная и противоречивая законодательная база;

· отсутствие механизмов защиты инвестиций;

· несовершенство банковской и налоговой систем (недостаток кредитных ресурсов, особенно долгосрочных, налоговый гнет);

· низкий уровень инфраструктуры (аудит, страхование, консалтинг, правовая поддержка);

· несовершенство фондового рынка в части регистрации прав акционеров, депозитарного обслуживания;

· низкий уровень менеджмента на предприятиях, несоответствие системы учета международной практике стандартного бухгалтерского и финансового учета и отчетности.

Вне всяких сомнений, активная структурно-инвестиционная перестройка сыграет положительную роль в совершенствовании производительных сил, обновлении основных производственных фондов и их загрузке, снижении издержек производства, повышении конкурентоспособности отечественной продукции и, в итоге, будет способствовать макроэкономической стабилизации.

Следует особо подчеркнуть, что в сложившейся ситуации решение проблем финансирования инвестиционной деятельности связано с переходом от регулирования преимущественно макроэкономических параметров финансовой сферы к комплексному многоцелевому подходу, воздействию на воспроизводственные процессы, на макро- и микроэкономических уровнях. Это, в частности, предполагает приоритетное регулирование не совокупного прироста, а структуры денежной массы (уменьшение доли наличных денег, дедолларизацию денежного обращения, вытеснение квазиденежных средств из платёжного оборота, нормализацию вексельного обращения, целевое регулирование денежных потоков исходя из задач обеспечения потребностей производственного сектора), последовательное снижение процентных ставок и доходности государственных заимствований, создание равных условий функционирования для всех секторов экономики. Переориентация экономической политики позволит повысить эффективность разработанных, но слабо действующих в настоящее время рычагов: налоговых льгот на инвестируемую часть прибыли, гарантии по кредитованию производственных инвестиций, предусмотренные бюджетом развития.

Необходимо отметить и вот какой факт: интересы российского общества, с одной стороны, и иностранных инвесторов - с другой, непосредственно не совпадают. Россия заинтересована в восстановлении, обновлении своего производственного потенциала, насыщении потребительского рынка высококачественными и недорогими товарами, в развитии и структурной перестройке своего экспортного потенциала, проведении антиимпортной политики, в привнесении в наше общество западной управленческой культуры. Иностранные инвесторы естественно заинтересованы в новом плацдарме для получения прибыли за счет обширного внутреннего рынка России, ее природных богатств, квалифицированной и дешевой рабочей силы, достижений отечественной науки и техники и даже ее экологической беспечности. Таким образом, наряду с положительными моментами участие иностранного капитала в российской экономике вызвало (и вызывает) ряд отрицательных последствий, которые не следует сбрасывать со счетов. К ним можно отнести то, что:

1) Приоритетное внимание западных фирм к добыче и экспорту энергоносителей способствует не только разбазариванию невозобновляемых ресурсов, но и дальнейшей гипертрофии добывающих отраслей

2) Участие западного капитала в приватизации государственной собственности при крайне заниженном курсе рубля позволило за бесценок скупить ряд важных объектов. Так, около 50% заводов по производству минеральных удобрений скуплены бывшими советскими гражданами и работают преимущественно на внешний рынок

3) Иностранные капиталовложения нередко используются как способ отмыва “грязных денег” из стран Запада. Имеются серьезные опасения относительно того, что Россия может превратиться в международную “прачечную” по отмыванию средств, имеющих криминальное происхождение.

  Применяемые в финансовом анализе методики и критерии можно разбить на две большие группы по такому признаку: учитывают они фактор времени или нет. Учет фактора времени опирается на использование концепции дисконтирования, в связи с чем методы и измерители первой группы часто называют дисконтными. Ко второй группе относят простые или традиционные методы, называемые также бухгалтерскими. Они не предполагают дисконтирование распределенных во времени денежных сумм (затрат и отдачи от них). Как правило, в финансовом анализе одновременно используется не менее двух характеристик — основная и дополнительная. Причем часто сочетаются показатели, полученные дисконтным и простым методами.

    В современной зарубежной практике в средних и крупных фирмах дисконтные методы измерения эффективности инвестиций являются преобладающими. Мелкие фирмы обычно ограничиваются субъективными оценками и простыми методами. Возможно, это вызвано небольшими объемами инвестиций и соответственно низким уровнем рисков.

 

Список литературы

 

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

Методические рекомендации по оценке инвестиционных проектов : ( Вторая редакция) . М., 2000.

 

 

1. Балабанов И.Т. Основы финансового менеджмента. Как управлять капиталом? М., 2002.

2. Бука Л.Ф., Зайцева О.Н. Экономический анализ. Ч. 1. Новосибирск, 2003.

3. Виленский П.Л., Лившиц В.К., Орлова Е.Р., Смолян С.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов. М., 2002 .

4. Зелтынь А.С. Иностранные инвестиции в Россию // ”Эко”. № 8. 2001.

5. Кныш М.И., Перекатов Б.А., Тютиков Ю.П. Стратегическое планирование инвестиционной деятельности. Спб, 2003.

6. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. М., Финансы и статистика, 2000.

7. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект: методы подготовки и анализа. М., 2003.

8. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М., 2001.

9. Основы экономического анализа: Сб. статей. Ижевск, 2003.

10. Самуэльсон П. Экономикс, т.1, М., 2002 .

11. Чепурин М.Н. Киселева Е.А. Курс экономической теории. Изд.“АСА”, Киров, 2003.

12. Шарп У., Александер Г., Бейли Дж. Инвестиции // пер. с англ. – М.:ИНФРА-М, 2003.

 

[1] Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования .- М., 1994. Методические рекомендации по оценке инвестиционных проектов : ( Вторая редакция) . М., 2000.

[2] Беренс В., Хавранек П.М. Руководство по подготовке промышленных технико-экономических исследований . М., 2005.

[3] Карпов В.Г. , Макаров А.В. , Котенев Ю.А., Андреев В.Е. Экономические аспекты применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти . Уфа. 2007.