Инвестиционные рычаги максимизации стоимости компании. Практика российских предприятий

Алгоритм реализации метода для исследования изменения положения инвесторов от инновационно-инвестиционной активности по величине затрат на НИОКР следующий.

1. Все компании из выборки на каждый год анализа (2000-2004 годы) были разделены на две группы: имевшие НИОКР-затраты (R&D) и не имевшие их. Компании, не отражавшие затраты на НИОКР в своей отчетности, составили группу 0. Компании, показавшие в своих финансовых отчетах затраты на НИОКР, были, в свою очередь, разделены на пять примерно одинаковых по размеру групп (портфелей) в зависимости от инвестиционной активности. Портфель № 1 составили компании с наименьшим относительным показателем НИОКР (по отношению к рыночной оценке), группу № 5 – с наибольшим.

2. Для каждого из портфелей рассчитан средний по годам показатель TSR с учетом дивидендных выплат за последующие три года от года формирования портфеля.

3. Так как абсолютные значения не дают наглядного представления о различии в уровнях доходности, то были рассчитаны относительные оценки (по отношению к нулевой группе, то есть к гипотетическому портфелю, составленному из компаний, не отражавших затраты на НИОКР в своей отчетности).

4. Рассчитаны среднеквадратичные отклонения доходностей по портфелям, показывающие степень разброса доходностей внутри условного портфеля и относительные показатели (по нулевой группе) волатильности портфелей.

5. Аналогичные расчеты были проведены для исследования реакции рынка на объявленные общие инвестиционные оттоки и затраты, связанные с созданием диагностируемых в отчетности внеоборотных активов.

Портфель №1 составили компании, отражавшие НИОКР-затраты в своей отчетности, но размер которых, по сравнению с рыночной капитализаций, был наименьшим. У данных компаний показатель TSR1/ TSR0 стабильно и заметно меньше 1. Таким образом, компании данной группы имеют (в среднем) заметно меньшую доходность по сравнению с теми компаниями, которые вообще не отражали в отчетности расходы на НИОКР. Интересен аспект, связанный с волатильностью акций компаний первой группы (портфеля). Так как отношение 1/0 также заметно меньше единицы, хотя и со временем, по мере удаления по времени от момента формирования группы, постепенно возрастает, можно сделать вывод, что компании первой группы не зарабатывают в среднем большую доходность, чем компании, пренебрегающие НИОКР, но обеспечивают большую устойчивость (надежность) доходов собственников.

С увеличением затрат на НИОКР (портфели № 2-4 в исследовании) возрастает и доходность собственников. Доходность и волатильность достигают своего максимума в портфеле № 5: по компаниям, показавшим наибольшие показатели НИОКР-затрат в отношении к рыночной капитализации. В первый год от формирования портфеля доходность была почти в три раза выше, чем по контрольной группе, постепенно снижаясь до 1,7 в третий год. При рассмотрении волатильности портфеля наблюдается аналогичная закономерность: снижение с 2,35 раз в первый год до 2,08 к третьему году.

Одним из возможных объяснений выявленной закономерности является сигнализирование рынку менеджерами компании и принятие этих сигналов. Несмотря на свои плохие текущие показатели (низкая капитализация), компании портфеля № 5 тратят большую долю прибыли и выручки (в среднем не менее 10 %) на исследования и разработки. Желание менеджеров сохранить НИОКР-затраты, вселяет в инвесторов уверенность, что в будущем ситуация исправится, а затраты окупятся высокими продажами новых продуктов и услуг.

Исследование подтвердило гипотезу о том, что имеется стабильно наблюдаемая закономерность зависимости доходности собственников от инновационно-инвестиционной активности компаний. Фондовый рынок учитывает инвестиционные решения компаний и положительно рассматривает НИОКР-затраты, несмотря на их отражение в качестве текущих затрат в стандартах финансовой отчетности. В первый год после осуществления инвестиций наибольшая реакция рынка наблюдается именно по НИОКР-затратам. При этом, если наибольшая реакция на инвестиционные оттоки, связанные с НИОКР, наблюдается уже в первом году, а далее ослабевает, то по суммарным инвестиционным затратам и по затратам на создание внеоборотных активов имеет место временной лаг.

Глава 7. Как российские компании строят управление инвестиционной деятельностью

Под инвестиционной деятельностью компании понимается совокупность процессов принятия инвестиционных решений и осуществления практических действий по их реализации для достижения устойчивого положения компании на рынке и сохранения/создания конкурентных преимуществ.

Основные механизмы системы управления инвестиционной деятельностью сгруппированы в табл. 40.

Таблица 40

Механизмы управленческой поддержки инвестиционной деятельности компании

Анализ внутренних положений о разработке инвестиционных программ и формировании бюджета капитальных вложений, опрос менеджеров и руководителей служб перспективного развития и подразделений, отвечающих за инвестиционную деятельность по 62 компаниям российского рынка и рынка ближнего зарубежья (Казахстан, Белоруссия, Украина), позволил выявить определенные закономерности в процессах управления инвестиционной деятельностью [77] .

77

В выборку вошли: 1) российские нефтегазовые компании (управляющие и добывающие дочерние): ЗАО «Пургаз», НК «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ» (по дочерним компаниям ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»; ОАО «ЛУКОЙЛ-Нефтехим», АД «ЛУКОЙЛ-НефтехимБургас», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», ЗАО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ООО «Каспийгазпром», ООО «Северное сияние», ОАО «Тамбейнефтегаз»), ОАО «СП ПермьТОТИнефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», НК «Татнефть» (включая дочерние компании: ЗАО «Иреляхнефть», ОАО «Татнефтегеофизика» и структурные подразделения НГДУ «Азнакаевскнефть», НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Джалильнефть», НГДУ «Бавлынефть», НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Елховнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск» Самотлорского месторождения); 2) сервисные компании нефтегазовой отрасли: ООО «Красноярскгеофизика», ЗАО «Геонефтегаз», ООО «Оренбургская буровая сервисная компания», ООО «Костромагазресурс», а также и сервисные подразделения компании Татнефть – Лениногорский УПНП и КРС, ЗАО «Ямалнефтегазгеофизика», Ярославский завод полимерного машиностроения; 3) нефтеперерабатывающие и нефтехимические компании: АО «Нижнекамский НПЗ», ОАО «Роснефть-Ямалнефтепродукт», ОАО Сибур-Нефтехим, ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», ЗАО «Группа компаний РЕТАЛ», ОАО «Нижнекамский завод технического углеводорода», ОАО «Нижнекамскшина», Ефремовский завод синтетического каучука; 4) компании ближнего зарубежья, относящиеся к сфере газо-нефтедобыче, переработке и сервису: ТОО «КАСКо» (ТОО «Каспий Азия Сервис Компании»), ЗАО «СП Казполмунай»», ЗАО «Казтрансгаз», АО ТД КазМунайГаз, ООО «Газкомплектимпэкс», дочерние компании ТНК-ВР на Украине (ОАО «ЛИНОС», ПИИ «ТНК-Украина»), литовская компания Немуно Банга; 5) компании других сфер деятельности: корпорация «Иркут», «Центртелеком», «Калина», М-Видео, пивоваренная компания «Очаково».

Анализ показал, что у 82 % компаний выборки имеется положение об инвестиционной политике или иной документ, регламентирующий принятие инвестиционных решений. В то же время регламентация ограничивается принципами отбора инвестиционных проектов и формированием инвестиционной программы. Только у 6 компаний имеется документ, регламентирующий экономический мониторинг принятых инвестиционных проектов и постинвестиционный анализ (инвестиционный аудит). У 82 % компаний контролируются издержки на инвестиционной стадии реализации проекта в форме «план-факт». 74 % компаний имеют структурное подразделение или структурно выделенный центр финансовой ответственности, связанный с развитием (инвестициями). Однако в ряде случаев функции центра нечетко определены, носят пассивный характер, ограничиваются исключительно подготовкой материалов (инвестиционный бюджет) для одобрения советом директоров.

Рассматривалась связь инвестиционной деятельности и стратегии компании через расчет доли принимаемых проектов в рамках выделенных стратегических приоритетов (по величине инвестиционных затрат). По выборке 22 компаний нефтедобычи только у 15 компаний более 70 % инвестиционных затрат (в рамках бюджетов четырех лет – 2002 – 2005) соответствовали ранее выбранной стратегии развития. В 80 % компаний выборки инициация проектов реализовывалась по алгоритму «снизу вверх» через постепенное отсеивание экономически неэффективных проектов по критериям срока окупаемости и чистого дисконтированного дохода. В 40 % случаев отклонение проекта было связано с неполнотой и некорректностью данных формирования заявки, а не с собственно «качеством» инвестиционного предложения.

При представлении инвестиционных предложений у 58 компаний из выборки фигурировали критерии чистого дисконтированного дохода и внутренней нормы доходности. Однако в алгоритмах расчета этих показателей был отмечен ряд неточностей: смешение номинальных и реальных потоков, пренебрежение разным риском инвестиционных оттоков и доходными статьями, игнорирование косвенных эффектов. По 18 компаниям отмечено отсутствие в аналитической работе алгоритмов встраивания в оценку проекта анализа факторов риска. В большинстве случаев анализ риска ограничивался стресс-тестом (анализом чувствительности). По 15 компаниям (малые по размеру, в сфере нефтесервиса и распределения нефтепродуктов) при ранжировании методов отбора инвестиционных предложений первое место отдано методу срока окупаемости [78] .

78

Метод срока окупаемости предполагает отбор проектов, срок окупаемости которых (число лет за которое чистые годовые денежные поступления покрывают величину инвестиционных затрат) не больше нормативного срока. Нормативный срок разумно увязывать с процентной ставкой на рынке и сроком жизни проектов. Для компаний российского рынка выбор нормативного срока зависит от сферы деятельности. Для проектов нефтедобычи нормативный срок окупаемости может достигать 6 – 7 лет, по нефтеперерабатывающим проектам – 5 лет, по проектам создания объектов недвижимости (жилье, офисные и торговые здания) – 2 – 3 года, для проектов по реализации нефтепродуктов – не более 1 года.