Критерии составления оптимального инвестиционного портфеля предприятия

1. Модель Дина 

Данная  модель  предполагает  построение  графиков  стоимости  капитала  и внутренней  нормы  рентабельности  проектов.  Оптимальный  размер инвестиционной программы получается в точке пресечения этих двух графиков.

2. Модель Г. Альбаха⁴

В  предложенной Г.Альбахом  модели  одновременного  формирования оптимальной инвестиционной  и финансовой  программы осуществлена  попытка создания  синхронной  финансовой  и инвестиционной  программы с учетом издержек различных форм финансирования.

Целевая функция формулируется  следующим образом:

    (1)

где С – чистый приведенный  доход  от  реализации  программы;

c_j – чистый приведенный  доход j-проекта;

M_j – число j-проектов, обладающих j-ым чистым приведенным доходом;

v_i – доходность  использования i-ой  формы финансирования;

Y_i – сумма средств,  привлеченных при помощи i-ой формы финансирования.

Бюджетное ограничение задается следующим образом:

    (2)

Соблюдение этого условия гарантирует, что для всех периодов  t=1,  t накопленные отрицательные сальдо денежных потоков (аt_j) соответствующих

проектов и затраты, связанные  с использованием соответствующих финансовых инструментов (проценты и пр.) (dt_i), не превысят имеющегося объема ликвидных средств (L_t).

Рассматриваемая  модель,  в  отличие  от  модели  Дина,  позволяет одновременно учесть эффективность  проекта и бюджетное ограничение. Однако, как  и  в  модели  Дина,  инвестиционные проекты  оцениваются  только  по  одному критерию (в  данном случае – по величине чистого  приведенного дохода).

3. Метод пространственной  оптимизации 

Формирование  программы  по  методу  пространственной  оптимизации предполагает  включение  в  инвестиционный  портфель  проектов  с  целью максимизации  суммарного  эффекта  от  вложения  капитала  при  условии ограниченности финансовых средств. Условия применения модели следующие:

• общая  сумма  финансовых  ресурсов  на  конкретный  период  (допустим, год)  ограничена  сверху,  причем  желательно  эти  средства  использовать  в максимально  возможной  степени:  неиспользованный  остаток  средств  в приложении к данной инвестиционной программе не оценивается;
• доступны  к  реализации  несколько  независимых  инвестиционных проектов  с  суммарным  объемом  требуемых  инвестиций,  превышающим имеющиеся у предприятия ресурсы;
• инвестиционные  проекты  нельзя  переносить  по  срокам  реализации  на последующие годы.

В данной модели, как и  в двух предыдущих, включение  инвестиционного  проекта  в  программу  осуществляется  по  результатам  сравнения  единственного  параметра  эффективности  (индекса  рентабельности).  Риск,  связанный  с реализацией проектов, не учитывается.

4. Метод временной оптимизации 

Данный метод может  применяться в следующей ситуации:

• общая  сумма  финансовых  ресурсов,  доступных  для  финансирования  в течение нескольких последовательных лет, ограничена  сверху в рамках каждого года;
• имеется  несколько  доступных  независимых  инвестиционных  проектов, которые ввиду ограниченности финансовых ресурсов не могут быть реализованы в планируемом году одновременно, однако в  последующие  годы  оставшиеся проекты либо их части могут быть реализованы;
• требуется  оптимальным образом  распределить проекты по временному параметру  (то есть в результате реализации модели определяется последовательность выполнения инвестиционных проектов).

В основу методики составления  оптимального портфеля в этом  случае заложена  идея  минимизации  суммарных  потерь,  обусловленных  тем обстоятельством, что отдельные проекты откладываются. 

5. Имитационная модель 

Преимущество имитационной модели с использованием  двудольного графа заключается в том, что она позволяет учесть и наиболее наглядно отразить множество  факторов в стратегическом  инвестировании  в  условиях неопределенности и риска.

Выбор и включение инвестиционного проекта в программу осуществляется на основе следующих критериев:

1) Наиболее гарантированный запас прочности;

2) Наиболее высокая отдача риска;

3) Совокупность (сумма) критериев 1 и 2.

Практическое  применение  описанной выше модели связано  со следующими проблемами:

• сложность определения вероятности возможных потерь;
• проблема  выбора  проекта  при  условии  одинакового  рейтинга  у  двух  и более  проектов.  Такой  подход  приводит  к  потере  оптимальности  в  смысле очередности выполнения проектов в рамках инвестиционной программы.

При апробации теории предлагается сформировать оптимальный инвестиционный портфель нефтяной компании на основе модели Г. Альбаха, т.к. она учитывает  создание синхронной финансовой и инвестиционной программ с учетом издержек различных форм финансирования⁶.

2.2. Инвестиционный портфель на период 2014 – 2018 предприятия АК «Узнефтегаздобыча»

Для создания инвестиционного  портфеля на период 2014 – 2018 гг.

АК Узнефтегаздобыча планирует  реализовать следующие проекты.

Новое строительство

1. Дообустройство месторождения Култак со строительством ДКС и реконструкцией УКПГ

Цель проекта: Поддержание  объемов добычи газа на уровне 1,5 млрд.м³ в год,  в период снижения добычи, с максимальным извлечением углеводородов с пласта, а также в целях обеспечения безопасности эксплуатации,  замена морально и физически устаревшего оборудования.

Сроки реализации проекта: 4 года.

Общая стоимость проекта: 280 мнл.долл.США

Показатели: NPV=92 млн.долл.США, IRR=28,5%, срок окупаемости 12 лет

2. Дообустройство м/р Шуртанской группы с раширением ДКС "Шуртан"

Цель проекта: Обеспечение  объема добычи газа на уровне 40 млн.м³ сутки.

Сроки реализации проекта: 3 года.

Общая стоимость проекта: 240 мнл.долл.США

Показатели: NPV=120, IRR=34%, срок окупаемости 10 лет

3. Комплексное обустройство газовых месторождений Газлинского региона

Цель проекта: Обеспечение  объема добычи газа на уровне 5 млрд.м³ в год, выработка стабильного конденсата, ПБФ и получение серы.

Сроки реализации проекта: 5 лет.

Общая стоимость проекта: 1 млрд.долл.США

Показатели: NPV= 364 млн.долл.США, IRR= 30%, срок окупаемости 20 лет

4. Дообустройство месторождения Алан со строительством ДКС 

Цель проекта: Поддержание  объемов добычи газа на уровне 5 млрд.м³ в год, в период снижения добычи, с максимальным извлечением углеводородов с пласта.

Сроки реализации проекта: 2 года.

Общая стоимость проекта: 365 мнл.долл.США

Показатели: NPV= 112,3 млн.долл.США, IRR= 36,3 %, срок окупаемости 14 л

5. Дообустройство месторождения Восточный Бердах со строительством дожимной компрессорной станции (ДКС).

Цель проекта: Обеспечение  объема добычи газа на уровне 2 млрд.м³ в год.

Сроки реализации проекта: 3 года.

Общая стоимость проекта: 202,3 мнл.долл.США.

Показатели: NPV=72,4 млн.долл.США, IRR=32%, срок окупаемости 11 годов

Модернизация  и реконструкция

6. Расширение ДКС  на месторождении Южный Уртабулак (с м/р Самантепа) 2-очередь

Цель проекта: Обеспечение  приема добычи газа на уровне 2 млрд.м³ в год. с месторождения Самантепа.

Сроки реализации проекта: 2 года.

Общая стоимость проекта: 186 млн.долл.США

Показатели: NPV= 34 млн.долл.США, IRR=37,4%, срок окупаемости 8 лет

7. Строительство дополнительного (резервного) котла высокого давления на УДП "Шуртанский ГХК"

Цель проекта: Увеличение объемов переработки "кислых" (сереводород содержащих) газов с  увеличением производства серы 1,5 тыс.тн.в  год.

Сроки реализации проекта: 2 года.

Общая стоимость проекта: 10 мнл.долл.США

Показатели: NPV=3 млн.долл.США, IRR=42%, срок окупаемости 3 года

8. Реконструкция УКПГ на месторождении Южный Кемачи

Цель проекта: В целях  обеспечения безопасности эксплуатации, замена морально и физически устаревшего  оборудования.

Сроки реализации проекта: 3 года.

Общая стоимость проекта: 78 мнл.долл.США

Показатели: NPV= 20 млн.долл.США, IRR=35%, срок окупаемости 6 лет

9. Модернизация существующей установки получения серы методом прямого окисления на УДП "Шуртанский ГХК"

Цель проекта: Увеличение мощности, выходного давления и повышение  надежности ГПА.

Сроки реализации проекта: 2 года.

Общая стоимость проекта: 5 мнл.долл.США

Показатели: NPV= 2 млн.долл.США, IRR= 44,3%, срок окупаемости 2 года

10. Реконструкция УКПГ на месторождении Памук

Цель проекта: Резервирование объемов производства пара высокого давления (ВД) для проведения капитального ремонта существующих котлов и дальнейшего  расширения комплекса.

Сроки реализации проекта: 2 года.

Общая стоимость проекта: 75 мнл.долл.США

Показатели: NPV= 17 млн.долл.США, IRR= 40% , срок окупаемости 5 лет.

Ниже в таблице показано план реализации и объем инвестиции по годам по каждому инвестиционному  проекту(таблица 1).

 

 

 

 

 

Таблица 1

 

Проект	План реализации и объем  осваеваемых инвестиции по годам, млн.долл.США
	1-год	2-год	3-год	4-год	5-год
1	20	110	100	50
2	1,5	150	88,5
3	50	320	300	270	60
4	70	295
5	50	100	52,3
6	115	71
7	5	5
8	25	40	13
9	5
10	50	25
Итого	391,5	1116	553,8	320	60

Источник: долгосрочные планы НХК «УЗБЕКНЕФТЕГАЗ», АК «Узнефтегаздобыча»

Источникам инвестиции для  реализации этих проектов (участники  инвесторы) являются АК Узнефтегаздобыча, НХК УЗБЕКНЕФТЕГАЗ, Фонд Реконструкция  и Развития Узбекистана (ФРРУз), иностранные  инвесторы.

Перечень бюджета для  реализации по источникам приводится ниже(таблицы 2-6).

Для создания оптимального инвестиционного портфеля применяем  метод временного оптимизации. Суть метода заключается в том, что  инвестиции в портфеле устанавливается  в порядке выполнения, исходя с  того что суммарный инвестиционный бюджет ограничен сверху по годам.

В  основу  методики  составления  оптимального  портфеля  в  этом  случае заложена  идея  минимизации  суммарных  потерь,  обусловленных  тем обстоятельством, что отдельные проекты откладываются. Для начало составим исходные данные всех проектов по таблицам, и по направлению (новое строительство таблица 6 и модернизация и реконструкция таблица 7). Приведенные инвестиционные проекты уже проведены экспертизы и апробации и являются относительно друг к другу взаимодополняющими проектами и при осуществлении стратегических целей предприятия АК Узнефтегаздобыча.

Таблица2

АК «Узнефтегаздобыча»

2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
42,6	134,0	169,7	107,0	85,2

Источник: долгосрочные планы НХК «УЗБЕКНЕФТЕГАЗ», АК «Узнефтегаздобыча»

Таблица 3

НХК «УЗБЕКНЕФТЕГАЗ»

2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
63,9	201,0	127,3	256,8	85,2

 Источник: долгосрочные планы НХК УЗБЕКНЕФТЕГАЗ, АК «Узнефтегаздобыча»

Таблица 4

Фонд реконструкция и  развития Республики Узбекистан (ФРРУз)

2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
-	201,0	254,6	64,2	56,8