Критерии составления оптимального инвестиционного портфеля предприятия

Источник: долгосрочные планы НХК УЗБЕКНЕФТЕГАЗ, АК «Узнефтегаздобыча»

Таблица 5

Иностранные инвесторы

2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
-	134,0	297,0	107,0	56,8

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

Таблица 6

Общая бюджетная ограничения  на пять лет

	Доля участников при инвестировании проектов (по годам), млн.долл.США
	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
АК Узнефтегаздоыча	42,6	134,0	169,7	107,0	85,2
НХК УЗБЕКНЕФТЕГАЗ	63,9	201,0	127,3	256,8	85,2
ФРРУз	-	201,0	254,6	64,2	56,8
Иностранные инвестеры	-	134,0	297,0	107,0	56,8
ИТОГО	106,5	670,0	848,5	535,0	284,0

Временная оптимизация предполагает следующую ситуацию:

• общая  сумма финансовых ресурсов в планируемом году ограничена;
• имеется несколько независимых проектов, которые ввиду ограниченности финансовых ресурсов не могут быть реализованы в плановом году, однако в следующем году нереализованные проекты могут быть реализованы.

В основе данного способа  лежит такое предположение, что, если реализацию всех проектов перенести  на один год, то по полученному индексу  ожидаемых потерь NPV можно провести сравнительный анализ и выявить  проекты с минимальными потерями, реализацию которых возможно перенести  на следующий год выполнения инвестиционной программы.

Итак, при формировании инвестиционной программы возникает типичная ситуация:

• Общая сумма финансовых ресурсов в планируемом году ограничена определенной величиной.
• Имеется несколько независимых инвестиционных проектов, претендующих на включение в программу, однако все проекты не могут быть реализованы в планируемом году. Необходимо установить приоритетный ряд проектов для распределения их на ближайшие два года.

 В используемой методике  существует два этапа работы

Первый этап расчет индекса потерь NPV.

Алгоритм расчета таков:

1. Из бизнес-планов совокупности проектов выбираются величины NPV₀ и суммы инвестиций (К_инв) для каждого проекта.

2. Из соответствующей таблицы определяется коэффициент дисконтирования для заданной процентной ставки (r) или величины доходности вложенного капитала при условном переносе реализации проектов на один год.

3. Из предположения, что реализация всех проектов может быть перенесена на следующий год, определяется соответствующая величина NPV₁ путем умножения NPV₀ (при условии инвестирования в нулевом году) на коэффициент дисконтирования.

4. Определяется абсолютная величина потерь NPV (NPV₀ – NPV₁) для каждого из проектов.

5. Рассчитывается индекс возможных потерь NPV на единицу инвестиционных затрат путем деления абсолютной величины потерь (NPV) на сумму инвестиций (К_инв) в соответствующий проект

6. Устанавливается приоритетный ряд проектов по величине индекса потерь от большего значения к меньшему. Чем больше индекс потерь, тем целесообразней реализация проекта в первый год (при условии, что финансовых ресурсов достаточно).

Расчет по алгоритму для  первого проекта:

Дообустройство месторождения  Култак со строительством ДКС и реконструкцией УКПГ

Общая стоимость проекта: 280 мнл.долл.США

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

Если реализация проекта  начинается 2014 году (в нашем случае 2014 год 0-год) NPV₀=92 млн.долл.США

Коэффициент дисконтирования при  r=20%  равно d=0,83

Определим, NPV₁  если реализация проекта началось 2015 году NPV₁=92*0,83=76,67.

Теперь можно определить индекс потерь NPV  ( I_П(NPV)):

Следовательно, для каждого  проекта рассчитываем индекса потерь NPV для всех проектов и формируется в отдельную таблицу (таблица 8).

Второй этап сопоставление инвестиционных проектов соответственно с бюджетным ограничением по каждому году.

В таблице 1 дано план освоение инвестиционных проектов, а в таблице  шесть дано общая бюджетная ограничения  по годам так как при расчете  индекса потерь NPV (I_П(NPV)) получилось несколько проекты который имеют одинаковы приоритеты для начало в первом и втором году периода 2014-2018 гг. Пользуясь данными таблицы 1, 6 и 7 создаем расписанию выполнение и реализации инвестиционного портфеля на период 2014-2018 гг. предприятии АК Узнефтегаздобыча. Все расчеты выполнены в ППП MS EXCEL. На основе расчетов составим таблицу плана реализации (таблица 10, 11).

 

Таблица 7

Расчеты для определения  коэффициента индекса потерь NPV (ЧДД)

 

 

№ п.	NPV при инвестиро-вании  0 году	Коэффициент дисконтиро-вания (при r=20%)	NPV при инвестиро-вании  1 году	NPV при инвестиро-вании  2 году	Потери в NPV первом году	Потери в NPV при втором году	Величи-на инвес-тиции	Индекс потерь NPV при первом году	Индекс потерь NPV при втором году	Начало реализа-ции проекта
1	92,00	0,83	76,67	63,89	15,33	12,78	280,00	0,055	0,20	2-год
2	120,00	0,83	100,00	83,33	20,00	16,67	240,00	0,083	0,20	1-год
3	364,00	0,83	303,33	252,78	60,67	50,56	1000,00	0,061	0,20	1-год
4	112,30	0,83	93,58	77,99	18,72	15,60	365,00	0,051	0,20	2-год
5	72,40	0,83	60,33	50,28	12,07	10,06	202,30	0,060	0,20	1-год
6	34,00	0,83	28,33	23,61	5,67	4,72	186,00	0,030	0,20	3-год
7	3,40	0,83	2,83	2,36	0,57	0,47	10,00	0,057	0,20	1-год
8	20,00	0,83	16,67	13,89	3,33	2,78	78,00	0,043	0,20	2-год
9	1,50	0,83	1,25	1,04	0,25	0,21	5,00	0,050	0,20	2-год
10	17,00	0,83	14,17	11,81	2,83	2,36	75,00	0,038	0,20	3-год

 

 

Источник: расчеты автора на основе информации АК «Узнефтегаздобыча»

 

 

 

 

 

 

Из расчетов видно, что все инвестиционные потери можно инвестиционные потери на второй год уже между собой по всем проектом одинаково (0,2) (таблица 7).

Для упорядочивания используем индекс потерь NPV в первом году.

Так как у нас инвестиционные ограничении по каждому году известно, для расстановку третьего года используем эти величины, как ограничивающие факторы.

Замечание. При выборе методики создания инвестиционного портфеля влияющим фактором был информационная база по инвестиционным факторам. В  данном инвестиционном портфеле был  показан демонстрация формирования инвестиционных портфелей из уже  формировавший индивидуально целостно каждый между собой не связанных по реализационными планами.

  Для реализации по годам рассмотрим коэффициенты и просуммируем затраты так, чтобы они не превысили годовые инвестиционные возможности предприятия АК «Узнефтегаздобыча».

В 1-м году начинается проекты номерами №2,3,5,7. Сумма инвестиционных затрат для начало инвестиционных проектов на первый год не превышает годовую возможность для инвестирования.

Во 2-м году начинается проекты номерами №1,4,8,9. Во 3-м году выполняется проекты номерами № 6,3.

 

Таблица 8

№	Наименование проекта	Суммарные капитальные вложении по проекту млн.долл США	Сроки реализации,   лет	NPV (при r=20%), млн.долл.США	IRR (при r=20%),%	Срок окупаемости, лет
Новое строительство
1	Дообустройство месторождения  Култак со строительством ДКС и реконструкцией УКПГ	280	4 года	92	28,5	12
2	Дообустройство м/р Шуртанской группы с раширением ДКС "Шуртан"	240	3 года	120	34	10
3	Комплексное обустройство газовых  месторождений Газлинского региона	1000	5 лет	364	30	20
4	Дообустройство месторождения  Алан со строительством ДКС	365	2 года	112,3	36,3	14
5	Дообустройство месторождения  Восточный Бердах со строительством дожимной компрессорной станции (ДКС)	202,3	3 года	72,4	32	11

Исходные данные для составления  инвестиционного портфеля АК «Узнефтегаздобыча» на период 2014-2018 гг.

Источник: составлен автором  на основе данных НХК «УЗБЕКНЕФТЕГАЗ», АК «Узнефтегаздобыча»

 

 

Таблица 9

№	Наименование проекта	Суммарные капитальные вложении по проекту млн.долл США	Сроки реализации,   лет	NPV (при r=20%), млн.долл.США	IRR (при r=20%),%	Срок окупаемости, лет
Модернизация и реконструкция
6	Расширение ДКС  на месторождении  Южный Уртабулак (с м/р Самантепа) 2-очередь	186	2 года	34	37,4	8
7	Строительство дополнительного (резервного) котла высокого давления на УДП "Шуртанский ГХК"	10	2 года	3	42	3
8	Реконструкция УКПГ на месторождении  Южный Кемачи	78	3 года	20	35	6
9	Модернизация существующей установки получения серы методом  прямого окисления на УДП "Шуртанский ГХК"	5	2 года	2	44,3	2
10	Реконструкция УКПГ на месторождении  Памук	75	2017-2018 гг.	17	40	5

Исходные данные для составления  инвестиционного портфеля АК Узнефтегаздобыча на период 2014-2018 гг.

Источник: составлен автором  на основе данных НХК «УЗБЕКНЕФТЕГАЗ», АК «Узнефтегаздобыча»  

№	Наименование проекта	Суммарные капитальные вложении по проекту млн.долл США	Сроки реализации,   лет	Сумма капитальных вложений по годам,  млн.долл.США					ЧДД (NPV) (при r=20%) млн. долл. США	ВНД (IRR) (при r=20%)	Срок окупа-емости, лет
				2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Новое строительство
1	Дообустройство м/р Шуртанской группы с раширением ДКС "Шуртан"	240	2014-2016 гг.	1,5	150	88,5			120	34	10
2	Комплексное обустройство газовых  месторождений Газлинского региона	1000	2014-2018 гг.	50	320	300	270	60	364	30	20
3	Дообустройство месторождения  Восточный Бердах со строительством дожимной компрессорной станции (ДКС)	202,3	2014-2016 гг.	50	100	52,3			72,4	32	11
4	Дообустройство месторождения  Алан со строительством ДКС	365	2015-2016 гг.		70	295			112,3	36,3	14
5	Дообустройство месторождения  Култак со строительством ДКС и реконструкцией УКПГ	280	2015-2018 гг.		20	110	100	50	92	28,5	12