2.4. Сравнение с методикой dcf и вопросы организации расчётов

Если бы оценка проводилась по методике DCF, то вначале необходимо было бы каким-то образом определить ставку дисконта r, а затем для каждого промежутка времени в будущем рассчитать соответствующий фактор дисконта  по формуле:

 = (1 + r) –t.

(4)

Для каждого сценария динамики цены на газ величину ценности проекта тогда можно было бы получить по формуле

NV = NCF× .

(5)

Данная процедура требует, чтобы топ-менеджмент компании предоставил информацию о различной сценарной динамике цен на газ, а также задал ставку дисконта времени. Необходимый вклад со стороны группы разработки проекта – расчётные профили добычи и издержек, а со стороны государственных регулирующих органов – правила налогообло­жения проекта.

Если бы расчёты проводились по методике МАР, то от группы разработки проекта и госорганов потребовалась бы точно такая же информация. Вклад высшего руководства компании в процесс расчётов также сопоставим с его вкладом при использовании мето­дики DCF, но теперь он гораздо сильнее сфокусирован на бизнес-стороне вопроса. Поэтому степень контроля со стороны менеджмента над процессом оценки нисколько не уступает возможностям контроля при использовании методов DCF, если не превосходит их. Вместо того чтобы задавать прогнозы ценовой динамики и расчётное значение нормы дисконта времени, руководство должно теперь определить текущую ценность единицы газа с поставкой в каждый момент времени в будущем (временную структуру ценности газа), а также текущую ценность единицы безрисковых издержек, которые будут потра­чены в каждый момент времени в будущем (временную структуру ценности безрисковой наличности). При задании этих значений руководство должно ориентироваться на цены тех активов, которые доступны акционерам компании (ради интересов которых менедж­мент и принимает решения по данному проекту) на финансовом рынке, либо, в случае отсутствия таковых, на ту информацию, которую, по мнению руководства, можно полу­чить по поводу этих значений из текущей ситуации на рынке.

3. Пример влияния операционного рычага

3.1. Оценка

В качестве разминки перед более реалистичными расчётами, которые нам предстоят в Разделе 4, рассмотрим два простых примера, каждый из которых касается добычи в будущем году заданного количества газа за счёт издержек фиксированной величины. Детали анализа показаны в таблице 1. Добыча по каждому проекту составит Q_G = 100 млн куб ф. Издержки C по «низкозатратному» проекту равны $60 тыс. Издержки C по «высокозатратному» проекту равны $80 тыс. Форвардная цена газа с поставкой через год на финансовом рынке F_G = $0,90/тыс. куб. ф. Безрисковая денежная сумма в $1 с постав­кой через год стоит сегодня_RFC = $0,95. Наш прогноз значения цены на газ, которое она примет через год, равен P_G = $1,00/тыс. куб. ф.

Мы способны имитировать денежные потоки для каждого проекта. Прогнозная величина выручки для обоих проектов равна $100 тыс., так что прогноз чистых денежных потоков равен $40 тыс по низкозатратному проекту и $20 тыс по высокозатратному проекту. Оценим проекты, применив методику МАР. Во-первых, текущая ценность добываемого через год газа равна

V_G = F_G × _RFC. = $0,90 / тыс. куб. ф. × 0,95 = $0,855 / тыс. куб. ф.

Следовательно, выручка по каждому из проектов оценивается сегодня в

Q_G × V_G= 100 млн куб ф. × $0,855 / тыс. куб. ф. = $85,5 тыс.

А вот сегодняшняя оценка издержек для каждого проекта своя:

C × _RFC =

= $60 тыс. × 0,95 = $57 тыс. – по низкозатратному проекту

= $80 тыс. × 0,95 = $76 тыс. – по высокозатратному проекту.

Применив принцип ценностной аддитивности, получаем стоимостные оценки проектов:

NV = Q_G × V_G – C × _RFC =

= $85,5 тыс. – $57 тыс. = $28,5 тыс. – низкозатратный проект

= $85,5 тыс. – $76 тыс. = $9,5 тыс. – высокозатратный проект.

Оценка высокозатратного проекта ниже по причине более высоких издержек. Этим рас­смотрение данного примера можно было бы и завершить, но хочется обратить внимание на те отличия, которыми характеризуется влияние издержек разного типа на суммарную оценку проекта.

Таблица 1. Небольшой пример

	Высокозатратное месторождение	Низкозатратное месторождение
Рыночная информация
Форвардная цена на газ	0,90
Ценность безрисковой наличности	0,95
Ценность газа	0,855
Корпоративная информация
Прогноз цены на газ	1,00
Проектная информация
Добыча	100
Издержки	80	60
Имитационные расчёты
Выручка	100
Издержки	80	60
Выручка минус издержки	20	40
Оценки
Выручка	85,5
Издержки	76	57
Выручка минус издержки	9,5	28,5
Дисконтирование
Выручка	0,855
Издержки	0,950
Выручка минус издержки	0,475	0,7125
Вводная дополнительная информация
Сценарии динамики цены на газ	1,00 ± 0,25
Неопределённость
цены на газ	0,25
выручки	100 ± 25
чистых денежных потоков	20 ± 25	40 ± 25
Пропорциональная неопределённость
выручки	0,25
чистых денежных потоков	1,250	0,625
Дисконтирование риска
Фактор дисконтирования риска цены на газ	0,90
Дисконт риска цены на газ	0,10
Цена риска цены на газ	0,4
Нетто-фактор дисконтирования риска	0,5	0,75
Нетто-дисконт риска	0,5	0,25