Финансовая модель. 
Корпоративные финансы

Денежные потоки (С,) по проекту оцениваются по следующим формулам:

Далее приведены случайные числа, соответствующие годам жизни проекта от 5 до 9:

• • пятый год — 01 — 19;
• • шестой год — 20—39;
• • седьмой год — 40—59;
• • восьмой год — 60—79;
• • девятый год — 80—99.

Например, пусть случайные числа выбраны так, как показано в табл. 8.19 (это первый прогон нашего расчета).

Таблица 8.19

Параметры финансовой модели для первого прогона имитационной модели.

Денежные потоки по годам, млн долл.: С = 2,034; С₂ = 2,116; С₃ = 2,2; С₄ = 2,289; С₅ = 2,38.

По ставке 12% NPV составляет 0,198 млн долл.

По 10 прогонам получаем разброс NPVот -6 млн до 15 млн долл. Среднее значение NPV— 4,194 млн долл., стандартное отклонение — 6,618 млн долл.

При предположении, что распределение значений NPV является нормальным, с вероятностью более 70% эффект создания стоимости по проекту (NPV) будет положительным.

Пример 8.24. Рассматривается инвестиционный проект разработки нефтяного месторождения^[1]. Существенные факторы риска — запасы нефти, коэффициент нсфтеотдачи, затраты на скважину, ставка дисконтирования. Предполагается, что для каждого параметра обоснована функция распределения и параметры нс корректированы. Требуется: 1) оценить интегральный эффект разработки (построить функцию распределения NPV проекта и указать вероятность положительного значения при нормальности распределения); 2) оценить оптимальные темпы добычи и оптимальное количество скважин. Критерий оптимизации — десятый процентиль распределения NPV в имитационном моделировании, т. е. подбор таких значений темпов и числа скважин, которые обеспечивают попадание в этот интервал распределения NPV.

Добыча нефти прогнозируется по классическому графику разработки месторождения.

Фаза 1 — открытие новых скважин и рост добычи (в данном проекте — два года). В первом году объем добычи принимается за 1/3 от объема на фазе плато, во втором году — 2/3 от уровня фазы плато.

Фаза 2 — «зрелость», или «плато», т. е. фиксированный уровень добычи до исчерпания резервов и сохранения пластового давления. Годовая добыча = 0,365 х Теми роста добычи.

Фаза 3 — равномерное снижение по экспоненциальной функции:

где с — константа.

Например,.

где g — фактор снижения добычи; ?_ш.,_ср«_а]тя — время завершения работ.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 8.20,8.21, оценки вероятностного распределения параметров — в табл. 8.22—8.24, результаты имитационного моделирования, но 10 000 прогонов — в табл. 8.25.

Исходные данные для расчета.

Таблица 8.20

Примечание. Здесь и далее mbd — 1000 баррелей (добыча в день); mmbbls — 1 млн баррелей нефти (добыча в год).

Поведение издержек для разных уровней добычи.

Таблица 8.21

Формируются параметры финансовой модели (см. табл. 8.22). Прогнозная добыча по годам проекта показана в табл. 8.23.

Зависимости параметров финансовой модели.

Таблица 8.22

Ключевой параметр модели — добыча нефти.

Таблица 8.23

Окончание табл. 8.23

Расчеты эффективности инвестирования строятся на сопоставлении совокупных затрат и выгод:

Таблица 8.24

Расчет чистого эффекта, но проекту (NPV)

Таблица 8.25

Вероятностное распределение параметров финансовой модели проекта.

Окончание табл. 8.25

Реализовано 10 000 прогонов по программному продукту Cristal Bali результаты по которым показаны на рис. 8.20.

Вероятность того, что NPV > 0, равна 95,4990.

Примечание: критерий оптимизации — Р_[0 (десятый процентиль распределения NPV). Параметры, максимизирующие Pq проекта: количество скважин — 13; темпы добычи — 11,58% запасов ежегодно в фазе «плато»; совокупная добыча — 99 mbd.

Рис. 8.20. Результаты оценки эффективности проекта в рамках имитационного моделирования

• [1] См.: Лукашов А. В. Метод Монте-Карло для финансовых аналитиков / А. В. Лукашов // Управление корпоративными финансами. 2007. № 1.