Оценка фундаментальной стоимости акций российских компаний нефтегазового сектора в условиях налоговой реформы

метки: Нефть, Акция, Стоимость, Месторождение, Компания, Миллиард, Прибыль, Анализ

Основной проблемой, стоящей перед нефтегазовыми энергетическими компаниями вне зависимости от формы собственности и страновой принадлежности, в настоящее время становится повышение точности оценки и прогнозирования операционных и финансовых показателей, от которого, в конечном итоге, зависит выполнение поставленных акционерами задач по достижению необходимого уровня эффективности их деятельности.

Нефтегазовые компании сталкиваются с проблемами разного масштаба. У них есть все необходимое для построения стратегии поведения на международных энергетических рынках и формирования краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной инвестиционной программы для достижения конкурентоспособности на рынках сбыта. Формирование долгосрочных инвестиционных и финансовых программ требует современных инструментов, методов и технологий анализа внешней и внутренней среды. В первую очередь, это необходимо для прогноза и расчета среднесрочных и долгосрочных рисков, динамики изменения цен на товары, активы и акции.

Ошибки неадекватного прогнозирования приводят к неблагоприятным финансовым последствиям: снижению стоимости компании, потере доли рынка, невыполнению обязательств перед акционерами и кредиторами.

Осуществление корректного анализа экономической эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовых компаниях в силу необходимости обработки большого объема данных, их централизованного сбора, а также использования унифицированных предпосылок (макроэкономических сценариев) требует использования соответствующих методик и четкой организации прогнозно-аналитической работы в компаниях.

Ключевым фактором успеха нефтегазовых компаний является скорость принятия решений и качество информации, предоставляемой руководству и акционерам.

Вышесказанное обуславливает актуальность темы выпускной квалификационной (дипломной) работы.

Цель выпускной квалификационной (дипломной) работы – исследовать особенности фундаментального анализа акций нефтегазового сектора на российском рынке.

Для достижения сформулированной цели предполагается решить следующие задачи:

1. Раскрыть сущность, понятие, роль и инструментарий фундаментального анализа акций

2. Рассмотреть основные методы оценки стоимости акций.

3. Выделить особенности оценки стоимости акций в нефтегазовом секторе.

4. Определить специфику фундаментального анализа в российских условиях и специфику нефтегазовой отрасли в России.

5. Оценить справедливую стоимость акций ОАО «Роснефть».

Современные методы оценки стоимости предприятия

... активов проявляется через прибыль. Поэтому оценка «от активов» в большинстве случаев используется для бизнесов с низкими показателями прибыли. Второй метод предполагает оценку стоимости бизнеса «по аналогии». Использование ... гарантируется получение достаточно точных результатов оценки стоимости предприятия. Вместе с тем, выполнение работ по договору оценки является длительной, трудоемкой и весьма ...

Объектом исследования является финансово-хозяйственная деятельность ОАО «Роснефть» в период 2009-2011 гг., а также прогноз результатов деятельности компании и ее денежного потока до 2022 г.

Предметом исследования является фундаментальный анализ акций ОАО «Роснефть»

Теоретической основой исследования является фундаментальная работа, посвященная общим и частным проблемам инвестирования в ценные бумаги. Прежде всего, это вопросы инвестиционных стратегий (B. Jacobs, K. Levy), теории эффективных рынков (H. Roberts, E. Fama, G. Foster) и портфелей (H. Markowitz, J. Tobin, G. Alexander), модели оценки финансовых активов (W. Sharp, J. Lintner, E. Fama), инвестиционный менеджмент (W. Sharp, R. Brealey, R. Arnott).

С научными, образовательными и практическими целями финансовые рынки и ценные бумаги исследуют в своих работах зарубежные авторы, такие как Р. Брейли Р. и С. Майерс, Ю.Ф. Бригхэм и Дж. Хьюстон, Дж.К. Ван Хорн и Дж.М. Вахович, А. Дамодаран, Р.Дж. Хитчнер, У.Ф. Шарп и др.

Среди отечественных авторов вопросы, связанные с темой выпускной квалификационной (дипломной) работы рассматривались в трудах таких специалистов, как Т.Б. Бердникова, Н.И. Берзон, В.А. Боровкова, В.А. Галанов, А.Г. Грязнова и М.А. Федотова, В.В. Ковалев, Л.И. Колмыкова, Н.И. Лахметкина, Г.П. Подшиваленко, Б.Б. Рубцов, В.М. Рутгайзер и др. Анализу особенностей развития нефтегазового сектора России на современном этапе посвящены работы таких авторов, как: В.А. Крюков, Ю.К. Шафраник, К.Н. Миловидов, А.Э. Конторович и др.

Принятая методологическая основа диктует выбор методов исследования, основными из которых являются: системный подход, финансовый анализ, обобщение, классификация, сравнение и ранжирование. При проведении финансового анализа были использованы следующие приемы и методы: горизонтальный и вертикальный анализ, анализ коэффициентов (относительных показателей), сравнительный анализ.

Информационной базой исследования являются данные мировой и российской топливно-энергетической статистики, материалы периодической печати и глобальной сети Интернет; данные ОАО «Роснефть» и других нефтегазовых компаний.

Диссертация состоит из введения, трех основных глав, заключения, библиографии из 84 источников и 6 приложений.

Глава 1. Теоретические и методологические основы

фундаментального анализа ценных бумаг

1.1. Сущность, понятие, роль и инструментарий фундаментального

анализа акций

Фундаментальный анализ акции — это анализ факторов, влияющих на стоимость акции. С помощью фундаментального анализа инвестор определяет, какие акции следует покупать или продавать. А технический анализ акций направлен на определение условий, при которых он должен проводиться.

Фундаментальный анализ предполагает, что поведение обыкновенных акций зависит от финансового положения компании-эмитента и что эффективность деятельности этой компании влияет на стоимость акции. Итак, если прогноз компании оценивается как стабильный, то можно предположить, что рыночный курс ее акций отражает этот факт и будет расти.

Центральной частью фундаментального анализа является изучение экономического и финансового положения компании-эмитента.

Финансовое состояние предприятия — это характеристика его финансовой конкурентоспособности (платежеспособности, кредитоспособности), использования финансовых ресурсов и капитала, выполнения обязательств перед государством и другими хозяйствующими субъектами.

Коэффициент ликвидности

... коэффициент абсолютной ликвидности, коэффициент быстрой ликвидности и коэффициент текущей ликвидности. Эти показатели представляют интерес не только для руководства предприятия, но и для внешних субъектов анализа: коэффициент абсолютной ликвидности — для поставщиков сырья и материалов, коэффициент быстрой ликвидности ...

Финансовое состояние бизнеса определяется путем анализа финансовой отчетности и расчета финансовых коэффициентов. С этой целью выделяются четыре основные группы показателей.

1. Показатели платежеспособности (ликвидности) отражают способность предприятия осуществлять текущие расчеты и оплачивать краткосрочные обязательства. К ним относятся коэффициент абсолютной ликвидности, коэффициент срочной ликвидности, коэффициент текущей ликвидности, чистый оборотный капитал и др. (табл. 1.1).

Таблица 1.1

Показатели ликвидности Наименование показателя Экономическое содержание Формула расчета Коэффициент абсолютной Показывает, какая доля кратко- CR = (ДЕНЕЖНЫЕ СРЕДликвидности срочных долговых обязательств СТВА + КРАТКОСРОЧ может быть покрыта за счет де- НЫЕ ФИНАНСОВЫЕ

нежных средств и их эквивален- ВЛОЖЕНИЯ) / ТЕКУЩИЕ

тов в виде высоколиквидных ОБЯЗАТЕЛЬСТВА

ценных бумаг и депозитов, т.е.

абсолютно ликвидных активов

предприятия. Имеются ли у пред приятия ресурсы, способные

удовлетворить требования креди торов в критической ситуации.

Коэффициент срочной лик- Отношение наиболее ликвидной QR = (ДЕНЕЖНЫЕ СРЕДвидности части оборотных средств (денеж- СТВА + КРАТКОСРОЧ ных средств, дебиторской задол- НЫЕ ФИНАНСОВЫЕ

женности, краткосрочных финан- ВЛОЖЕНИЯ + СЧЕТА К

совых вложений) к краткосроч- ПОЛУЧЕНИЮ) / ТЕКУ ЩИЕ ПАССИВЫ

ным обязательствам. Коэффициент текущей лик- Соотношение текущих активов и CR = ТЕКУЩИЕ АКТИВЫ видности текущих пассивов / ТЕКУЩИЕ ПАССИВЫ Чистый оборотный капитал Разность текущих активов и те- NWC = ТЕКУЩИЕ АКТИ кущих пассивов ВЫ — ТЕКУЩИЕ ПАССИ ВЫ

Повышение эффективности компании часто происходит при снижении общего уровня ликвидности, и наоборот. При снижении коэффициента срочной ликвидности предприятие может столкнуться с временным дефицитом ликвидных средств, однако эта проблема может быть разрешена, в том случае если предприятие имеет кредитную линию в кредитном учреждении или высокий кредитный рейтинг, позволяющий выгодно продать собственные облигации на финансовом рынке.

Чистый оборотный капитал необходим предприятию для поддержания финансовой устойчивости, поскольку превышение оборотных средств над краткосрочными обязательствами означает, что предприятие не только может погасить свои краткосрочные обязательства, но также имеет резервы для расширения деятельности.

Оптимальный размер чистого оборотного капитала зависит от специфики деятельности компании, в частности ее размера, объемов продаж, скорости оборачиваемости запасов и кредитов. Отсутствие оборотных средств указывает на неспособность фирмы своевременно погашать краткосрочные обязательства. Значительное превышение чистого оборотного капитала над оптимальным требованием указывает на нерациональное использование ресурсов фирмы.

2. Показатели финансовой устойчивости показывают уровень заемного капитала и способность компании погасить этот долг. К ним относят коэффициент финансовой независимости, удельный вес заемных средств в стоимости имущества, коэффициент финансовой устойчивости и др. (табл. 1.2).

Таблица 1.2

Управление собственным капиталом корпорации

... развитие корпорации. Целью курсовой работы является рассмотрение особенностей управления собственным капиталом корпорации. ... корпорацией собственного капитала характеризует одновременно и потенциал привлечения ей заемных средств, обеспечивающих получение дополнительной прибыли; динамика капитала корпорации является важнейшим показателем ... размера уставного капитала. Кредиторы компании, вступая с ...

Показатели финансовой устойчивости Наименование показателя Экономическое содержание Формула расчета Коэффициент финансовой Характеризует степень независи- ETA = СОБСТВЕННЫЙ независимости мости компании от заемных ис- КАПИТАЛ / ПАССИВЫ

точников. Чем ниже значение ко- ПРЕДПРИЯТИЯ

эффициента, тем больше займов у

компании и тем выше риск непла тежеспособности.

Удельный вес заемных Показывает, какая доля активов TD/TA = (ДОЛГОСРОЧсредств в стоимости имуще- предприятия финансируется за НЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА + ства (суммарные обязатель- счет заемных средств. Чем мень- ТЕКУЩИЕ ОБЯЗАТЕЛЬства к суммарным активам) ше показатель, тем выше финан- СТВА) / АКТИВЫ ПРЕД совая устойчивость компании. ПРИЯТИЯ

Коэффициент финансовой Показывает, какая доля активов LD/TA = (СОБСТВЕННЫЙ устойчивости (удельный вес предприятия финансируется за КАПИТАЛ + ДОЛГОустойчивых источников – счет устойчивых источников СРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬсобственных средств и дол- (собственных средств и долго- СТВА) / АКТИВЫ ПРЕДгосрочных обязательств — в срочных займов).

ПРИЯТИЯ стоимости имущества)

Считается, что инвесторы, и в частности кредиторы, более склонны вкладывать средства в фирму с высокой долей капитала, поскольку она с большей вероятностью сможет расплачиваться по долгам за счет собственных средств. Кроме того, компаниям с высоким процентом заемных средств, как правило, приходится вносить значительные процентные выплаты, и в результате остается меньше средств для поддержки выплаты дивидендов и создания резервов.

3. Показатели деловой активности показывают эффективность использования средств фирмы. К ним относят коэффициенты оборачиваемости рабочего капитала, коэффициент оборачиваемости основных средств, общий коэффициент оборачиваемости и др. (табл. 1.3).

Таблица 1.3

Показатели деловой активности Наименование показателя Экономическое содержание Формула расчета Коэффициент оборачиваемо- Показывает, насколько эффек- NCT = ЧИСТЫЙ ОБЪЕМ сти рабочего капитала тивно компания использует инве- ПРОДАЖ / ЧИСТЫЙ ОБО стиции в оборотный капитал и РОТНЫЙ КАПИТАЛ

как это влияет на рост продаж.

Чем выше значение этого коэф фициента, тем более эффективно

используется предприятием чис тый оборотный капитал.

Коэффициент оборачиваемо- Характеризует эффективность FAT = ЧИСТЫЙ ОБЪЕМ сти основных средств (фон- использования предприятием ПРОДАЖ / ДОЛГОСРОЧдоотдача) имеющихся в его распоряжении НЫЕ АКТИВЫ

основных средств. Чем выше

значение коэффициента, тем бо лее эффективно предприятие ис пользует основные средства. Коэффициент общей обора- Характеризует эффективность TAT = ЧИСТЫЙ ОБЪЕМ чиваемости активов (ресур- использования компанией всех ПРОДАЖ / АКТИВЫ соотдача) имеющихся в ее распоряжении ПРЕДПРИЯТИЯ

ресурсов, независимо от источ ников их привлечения. Показыва ет, сколько раз за год совершает ся полный цикл производства и

обращения, приносящий соответ ствующий эффект в виде прибы ли.

В бизнес-отчетах сравнивается объем продаж компании с различными группами активов, чтобы определить, насколько компания использует свои ресурсы.

Низкий уровень капиталоемкости указывает на недостаточный объем продаж, слишком высокий уровень капитальных вложений или неэффективную технологию производства. Показатели деловой активности особенно важны для сравнения со средними показателями по отрасли, поскольку их значение может значительно варьироваться в зависимости от отрасли.

Рынок труда топ-менеджмента и доходность акций компании

... ситуации на рынке труда топ-менеджеров. В третьей главе представлена методология исследования: тщательное описание 2-х используемых в работе моделей ( ... особенностей; Система ценностей и когнитивных особенностей зависят от наблюдаемых характеристиках (возраст, образование, опыт и прочее); Следовательно, существует связь, между результатами компании и наблюдаемыми характеристиками ее топ-менеджеров. ...

4. Показатели рентабельности позволяют судить о прибыльности компании. К ним относят коэффициент рентабельности продаж, коэффициент рентабельности собственных средств, коэффициент рентабельности имущества (экономическая рентабельность) и др. (табл. 1.4).

Таблица 1.4

Коэффициенты рентабельности Наименование Экономическое содержание Формула расчета коэффициента Коэффициент рента- Демонстрирует долю чистой прибыли в ROS = (ЧИСТАЯ ПРИбельности продаж, % объеме продаж предприятия. Этот коэф- БЫЛЬ / ЧИСТЫЙ ОБЪЕМ

фициент показывает, какую сумму опе- ПРОДАЖ) × 100%

рационной прибыли получает предпри ятие с каждого рубля проданной продук ции. Характеризует важнейший аспект

деятельности компании — реализацию ос новной продукции, а также оценивает

долю себестоимости в продажах.

Коэффициент рента- Позволяет определить эффективность ROE = (ЧИСТАЯ ПРИбельности собственно- использования капитала, инвестирован- БЫЛЬ / СОБСТВЕННЫЙ го капитала, % ного собственниками предприятия. По- КАПИТАЛ) × 100%

казывает, сколько денежных единиц чис той прибыли заработала каждая единица,

вложенная собственниками компании.

Он также характеризует эффективность работы топ-менеджеров компании-эмитента. Коэффициент рента- Позволяет определить эффективность ROA = (ЧИСТАЯ ПРИбельности активов использования активов предприятия. По- БЫЛЬ / АКТИВЫ ПРЕДпредприятия, % казывает, сколько денежных единиц чис- ПРИЯТИЯ)

той прибыли заработала каждая единица × 100%

активов.

Показатели рентабельности как основная характеристика прибыльности бизнеса являются наиболее важными для инвесторов, поскольку они характеризуют эффективность бизнеса и, следовательно, косвенно, прибыльность сделанных инвестиций. Для стратегических инвесторов основным показателем является рентабельность собственного капитала. Обычно эту цифру сравнивают с возможным альтернативным вложением в акции других компаний. Под собственным капиталом обычно понимается сумма акционерного капитала и резервов, образованных прибылью компании.

Анализ баланса направлен на определение того, насколько данные баланса соответствуют реальному положению дел на предприятии, не завышена и не занижена его прибыль и какова вероятность погашения краткосрочной и долгосрочной задолженности.

Показатели финансовой и производственной отчетности анализируются на протяжении нескольких лет с целью получения динамики развития ситуации в компании.

Предметом исследования аналитика является дивидендная политика компании, позволяющая делать выводы об ее инвестиционных планах. Кадровая политика на предприятии также может служить источником информации для оценки перспектив его развития. Например, если руководство уделяет внимание повышению квалификации сотрудников, это можно считать положительным фактором.

Помимо анализа состояния дел в самой фирме, аналитик в ходе фундаментального анализа изучает макроэкономические факторы, а также рынок, на котором работает фирма. Это дает инвестору понимание долгосрочных и среднесрочных рыночных условий.

Оценка стоимости компании

... по дипломной работе. ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОЦЕНКИ СТОИМОСТИ КОМПАНИИ 1.1 Цели и задачи оценки стоимости компании Создаваемая для акционеров стоимость в долгосрочной перспективе является наилучшим критерием оптимальности принимаемых управленческих решений. Именно держатели акций, ...

Для анализа экономической ситуации в той или иной стране и ее перспектив исследуются следующие макроэкономические показатели: объем валового внутреннего или валового национального продукта; уровень инфляции, уровень безработицы, уровень процентной ставки, объемы экспорта и импорта; валютный курс; величина государственных расходов и заимствований на финансовом рынке и т. п. Все эти данные определяют общий экономический и инвестиционный климат в стране.

Макроэкономические факторы, как правило, в равной степени влияют на рыночную стоимость ценных бумаг. Например, меры ЦБ по изменению процентной ставки изменят как общий уровень инвестиционной активности в стране, так и учетную ставку при определении стоимости ценных бумаг.

Анализ рынка, на котором работает целевая компания, для инвестора требует изучения специфики сектора. Доходы предприятия зависят от объема реализации его продукции. Объем продаж определяется динамикой спроса и предложения соответствующей продукции на рынке, в том числе наличием запасов, а также импортом аналогичной продукции. На результаты деятельности предприятий нефтегазового сектора существенное влияние оказывают мировые (геополитические) факторы.

Поскольку многие товарные рынки взаимосвязаны, анализ рынка промежуточных продуктов должен сопровождаться изучением ситуации на рынках товаров, для которых он служит исходным материалом. Например, положение на рынке нефти во многом зависит от перспектив развития автомобильной и химической промышленности.

В процессе проведения фундаментального анализа инвесторов в первую очередь беспокоят ситуации, когда «внутренняя стоимость» акций компании превышает рыночную стоимость акций на бирже. Такие акции считаются недооцененными и представляют собой потенциальные инвестиционные цели. Покупая недооцененные акции, инвесторы рассчитывают, что в условиях эффективности рынка цена акций на фондовом рынке будет стремиться к «внутренней стоимости», т.е. в случае недооцененных акций будет расти.1

Проведенный фундаментальный анализ вместе с изучением ситуации в секторе и в экономике в целом может дать инвестору основания сделать вывод о целесообразности покупки или продажи ценной бумаги.

Некоторые аналитики акций считают, что знания фундаментального анализа необходимы только долгосрочным инвесторам, поскольку в краткосрочной перспективе цена акции зависит только от соотношения количества акций, предлагаемых для покупки и продажи. Фундаментальные же характеристики компании-эмитента оказывают влияние на цены акций в сравнительно длительном временном интервале (месяцы, годы).

Против такого утверждения можно возражать. Конечно, в краткосрочной перспективе на курс акций сильно влияют технические факторы, и именно они имеют решающее значение для краткосрочных сделок. Вместе с тем, на фондовых рынках часто происходит стремительный рост или падение котировок, вызванный появлением информации о каком-либо политическом или экономическом событии (прямо или косвенно влияющим на текущие котировки ценных бумаг).

Появление таких новостей имеет важную закономерность: компании с прочными фундаментальными показателями обычно сообщают хорошие новости с экономической точки зрения. Эти компании заключают важные контракты, запускают новые проекты, создают дочерние компании, создают совместные предприятия и получают крупные кредиты на развитие производственной деятельности.

В новостях про фундаментально слабые компании, напротив, чаще всего сообщается о негативном развитии событий, отмечаются неблагоприятные факты: об ожидания снижения прибыли, ухудшения финансового положения Станьер П. Инвестиционные стратегии. Как понимать рынки, риски, вознаграждение и поведение инвесторов. Пер. с англ. М.: Олимп-Бизнес, 2010. С. 184. и т.п. Руководители слабых компаний часто ссылаются на усиление конкуренции, недостаточную государственную поддержку и другие проблемы. Учитывая эти модели, трейдеры могут избегать покупки неэффективных акций и не открывать короткие позиции против фундаментально сильных акций.2

Оценка инвестиционных качеств ценных бумаг

... динамики развития экономики региона 1.2 Описание подходов к оценки инвестиционных качеств ценных бумаг 1.2.1 Фундаментальный подход и его особенности Часто рыночная стоимость компании изменяется так сильно и так быстро, что ...

Поэтому фундаментальный анализ используется для определения истинной стоимости акции на основе прогноза будущих доходов, дивидендов и прибыли. Основным недостатком фундаментального анализа является то, что он не принимает во внимание реальные изменения, колебания цен и предполагает, что стоимость акций стабильна или изменяется равномерно во времени.3

Фундаментальный анализ включает в себя широкий спектр различных методов и инструментов для определения инвестиционной привлекательности отраслей и компаний-эмитентов. Все эти методы можно разделить на две большие группы по функциональному назначению.

Первая группа предназначена для отбора компаний со стабильными финансово-экономическими показателями и высоким потенциалом дальнейшего развития. Источниками информации для применения методологий этой группы являются открытые фондовые рынки, предыдущие операции с активами рассматриваемых компаний, а также рынок слияний и поглощений.

В результате применения методов первой группы инвестор определяет целесообразность инвестирования в ту или иную компанию (включения ее акции в инвестиционный портфель).

Другая группа представлена методами нахождения «справедливой» стоимости компании (акций).

Кроме того, они применяются при сравнении схожих по профилю компаний одной отрасли для поиска «неоцененных» и Агапов А. Фондовые «землетрясения» // Финансы, 2010, № 5. С.48. Бердникова Т.Б. Оценка ценных бумаг: Учеб. пособие. – М.: ИНФРА-М, 2009. С. 53. «переоцененных» бумаг. При применении методов этой группы не учитывается поведение рыночной цены акций. Таким образом, фундаментальный анализ объединяет технический анализ, основанный на изучении динамики рыночной цены акции и объема торгов на фондовой бирже.

1.2. Основные методы оценки стоимости акций

Концептуальные подходы к оценке ценных бумаг базируются на основных теориях финансов (чистой приведенной стоимости, инвестиционного риска или модель оценки долгосрочных активов, эффективности рынков капитала, ассиметричности информации и др.).

Использование базовых подходов к оценке акций основано на сложившейся практике и требованиях Федерального закона «Об оценочной деятельности в Российской Федерации»4 и «Стандартов оценки, обязательных к применению субъектами оценочной деятельности» (табл. 1.5).

Таблица 1.5

Базовые подходы и методы оценки ценных бумаг

Подходы Стоимость акций определяется: Методы Затратный или на основании стоимости замещения су- Замещения или накопления имущественный ществующего АО (величина затрат на активов

создание аналогичного предприятия) Доходный на основе: 1) дисконтирования текущей Капитализации прибыли,

стоимости; 2) капитализации чистой дисконтирования денежных

прибыли (денежного потока) потоков Сравнительный на основе сопоставления рыночных Аналогии, сопоставления рыили рыночный продаж акций АО, аналогичных по виду ночных продаж или рынка

Управление портфелем финансовых активов. Методы и виды оценки ...

... приемлемого уровня риска. Глава 2. Методы и виды оценки портфеля финансовых активов 2.1 Последовательность действий инвестора по формированию портфеля финансовых активов Портфельное инвестирование позволяет улучшить условия ... или прироста курсовой стоимости (в последнем случае доход образуется: в виде разницы между ценой продажи (погашения) финансового актива и его покупной стоимостью; в результате ...

деятельности, профилю, объему капи- капитала

тала, мультипликаторам и др.

Источник: Бердникова Т.Б. Оценка ценных бумаг. – М.: ИНФРА-М, 2009. С.51.

Затратный подход отражает текущее фактическое состояние материального или нематериального обеспечения ценной бумаги (бизнеса эмитента).

Исходная позиция затратного подхода состоит в том, что акция стоит столько, сколько стоит действующее предприятие (бизнес эмитента).

Согласно концепции замещения, рыночная стоимость акций предполагается равной рыночной стоимости акций «замененной фирмы». Стоимость замещения определяется как стоимость создания аналогичного производства. Для оценки стоимости активов используются несколько подходов: наиболее распространенным является оценка акций на основе стоимости чистых активов. Федеральный закон от 29 июля 1998 г. № 135-ФЗ «Об оценочной деятельности в Российской Федерации»

Основные проблемы при применении затратного подхода связаны с необходимостью иметь информацию о стоимости продажи или замены активов компании при условии, что последние могут продаваться как по отдельности, так и в виде отдельных бизнес-единиц. Так, один из методов в рамках затратного подхода – метод чистых активов – может применяться лишь при следующих условиях: а) оцениваемая компания имеет значительные материальные активы; б) к трудоемким производствам метод чистых активов обычно неприменим; в) компания не имеет значительных нематериальных активов.5

Преимущества затратного подхода состоят в том, что он базируется на рыночной стоимости реальных активов, а его недостатки связаны со статичностью и невозможностью учесть перспективы развития бизнеса эмитента.

Доходный подход основывается на оценке доходности (прибыльности) ценных бумаг (чистого дохода, скорректированного на инвестиционный риск).

Инвестора интересует, какую чистую прибыль будет приносить предприятие и за какую сумму он сможет продать свою долю в этом бизнесе. Размер предоставляемых инвестиций при этом определяется как средняя величина между объемом чистой прибыли предприятия за последние 4-5 лет и ожидаемой чистой прибылью с учетом инвестиций в течение будущих 4-5 лет. При более длительном прогнозном периоде из-за высокого уровня риска на российском рынке инвестиций суммы прироста стоимости с течением времени стремятся к нулю. С другой стороны, прогнозный период должен продолжаться, пока темпы роста бизнеса не стабилизируются (в остаточном периоде предполагается стабильные долгосрочные темпы роста или одноуровневый бесконечный поток доходов).

Для проведения расчетов ожидаемый темп инфляции не учитывается как в доходах, так и в расходах, поскольку они как правило совпадают.6 Рутгайзер В.М. Оценка стоимости бизнеса. Учебное пособие. – М.: Маросейка, 2008. С.123-124. Tom Copeland, Tim Koller, Jack Murrin. Valuation: Measuring and Managing the Value of Companies. Third Edition. John Wiley & Sons, Inc. 2001, p. 161.

Чистые денежные потоки определяются как разница между притоком и оттоком денежных средств за определенный период времени. Денежный поток для собственного капитала (бездолговой денежный поток) указывает, сколько и на каких условиях будет привлекаться заемных средств для финансирования инвестиционного процесса с учетом амортизационных отчислений. Движение краткосрочной задолженности не учитывается — считается, что ее оборот включается в оборот средств предприятия в соответствующем отчетном периоде.

Оценка стоимости рисковых ценных бумаг

... их переложении на российскую практику. Цель данной курсовой работы – рассмотреть методы оценки ценных бумаг. 1.Общая методология оценки стоимости ценных бумаг По мере развития фондового рынка в России оценка рыночной стоимости ценных бумаг становится все более актуальной. Мотивы принятия ...

Концепция стоимости, определяемой на основе капитализации чистой прибыли, является базисной. Отношение рыночной капитализации компании к чистой прибыли (цена/прибыль, Р/Е) считается основной статистической характеристики акции. Самой надежной считается концепция стоимости, определяемой на основе дисконтирования денежного потока (DCF), которая учитывает изменение в будущем текущей стоимости денежных средств.

Модель DCF применяется для оценки текущего положения компании, ее рыночных перспектив и определения инвестиционной привлекательности. На основе DCF рассчитывается справедливая цена акций компании и в зависимости от разницы рыночной и справедливой цены присваивается рекомендация по бумагам. Коэффициент дисконтирования при этом учитывает в качестве нормы инвестирования учетную ставку Банка России или ставку доходности по ГКО, депозитным сберегательным сертификатам Сбербанка РФ, которые в свою очередь зависят от ставки рефинансирования Банка России.

Метод дисконтированных денежных потоков чаще применяется для оценки молодых предприятий, которые не успели еще заработать достаточно прибылей для капитализации в дополнительные активы, но которые имеют перспективный продукт и обладают явными конкурентными преимуществами по сравнению с существующими и потенциальными конкурентами.7 Мерсер Кристофер З., Хармс У. Трэвис, Интегрированная теория оценки бизнеса / под ред. В.М. Рутгайзера. — М.: Маросейка, 2008. С. 97.

Концепция стоимости, определяемая на основе капитализации денежного потока, используется для экспресс-анализа или получения первого приближения при определении рыночной стоимости более точным методом. Расчет основан на применении усредненного по отрасли соотношения между рыночной стоимостью бизнеса и денежным потоком. Данный метод часто используется для оценки остаточной стоимости акционерного общества.8

Методы оценки в рамках доходного подхода применяются при формировании портфелей ценных бумаг, прогнозирования доходности и определении эффективности инвестиций. Использование доходного подхода возможно при соблюдении двух условий: а) необходимо определить будущие доходы с разумной степенью вероятности; б) должна существовать разумная вероятность того, что деятельность компании будет развиваться прогнозируемыми темпами. Специфика определения рыночной цены акций российских компаний состоит в том, что, во-первых, большая их часть не котируется на организованном рынке ценных бумаг; во-вторых, акции многих компаний, которые обращаются на рынке, являются недооцененными.9

Сравнительный подход предполагает применение трех основных методов оценки: метода рынка капитала (стоимости акционерного общества, аналогичного по величине и структуре акционерного капитала), метода сделок (аналогичных по характеристикам и стоимости пакетов акций), метода мультипликаторов (использование отраслевых финансовых и фондовых коэффициентов).

Метод рынка капиталов применяется при приобретении неконтрольного пакета акций.

Метод сделок основывается на анализе фактических стоимостей сделок слияния, поглощения, купли-продажи предприятия в целом или их контрольных пакетов. Бердникова Т.Б. Оценка ценных бумаг: Учеб. пособие. – М.: ИНФРА-М, 2009. С.89. Рубцов Б.Б. Современные фондовые рынки: учебное пособие. — М.: Альпина Бизнес Букс, 2007. С. 627.

Метод отраслевых коэффициентов предполагает использование формул, выведенных на основе длительных статистических наблюдений. В России такие данные и выявленные зависимости отсутствуют, а данные по другим странам к анализу российских сделок не применимы.

Финансовые коэффициенты включают 5 групп: ликвидности, деловой активности, финансовой зависимости (рычага), прибыльности и ликвидности обыкновенных акций. Фондовые коэффициенты основаны на соотношениях цены и определенных параметров пакетов акций или дохода на одну акцию. К группе коэффициентов, характеризующих ликвидность обыкновенных акций, относятся коэффициенты состояния рынка акций (табл. 1.6).

Таблица 1.6

Коэффициенты состояния рынка акций

Коэффициенты Условия применения Отношение цены обыкновен- Отношение чистой прибыли предприятия за вычетом дивиной акции к чистой прибыли дендов на привилегированные акции, начисленных за отна акцию (Р/Е) четный год, к числу обыкновенных акций. Применяется,

если рост прибыли в расчете на акцию стабилен Отношение рыночной капи- Точно отражает оцененность акций в российских условиях, тализации к выручке от реа- т.к. показатель выручки близок к величине, рассчитанной лизации (PSR) по IAS (GAAP).

Чем ниже данный показатель, тем менее

вероятно, что акции будут переоценены Отношение рыночной капи- Важный показатель, т.к. именно движение денежных тализации к результату дви- средств наиболее полно характеризует финансовую резульжения денежных средств тативность бизнеса предприятия (P/CF) Соотношение рыночной и ба- Сопоставляет рыночную капитализацию предприятия и лансовой стоимости акций размер его собственного капитала. Важен для инвесторов,

«ориентирующихся на активы» Отношение размера получен- Так называемая «дивидендная доходность» ных дивидендов к текущей котировке акций

Источник: Бердникова Т.Б. Оценка ценных бумаг. – М.: ИНФРА-М, 2009. С.90.

Коэффициенты сравнивают со средними показателями других сопоставимых предприятий аналогичной отрасли.

Сравнительный подход предполагает наличие аналогов для оценки ценных бумаг. При этом аналоги по большинству оценочных характеристик должны быть сходны (сопоставимы) с оцениваемыми ценными бумагами.

Подход на основе анализа компаний-аналогов часто используется для оценки акционерного капитала закрытой компании или открытых акционерных обществ, акции которых не котируются на биржевых рынках. Наиболее вероятной величиной стоимости оцениваемого предприятия может быть реальная цена продажи аналогичного акционерного общества или цена на аналогичные акции, зафиксированные рынком.

Использование сравнительного подхода предполагает следующие этапы: 1) обоснование выбора коэффициентов (мультипликаторов) и их расчет; 2) расчет соотношения между ценой и важнейшими финансовыми коэффициентами аналогичного предприятия; 3) расчет соотношения между конкретной ценой продажи и финансовыми показателями проданного предприятия со среднеотраслевыми (среднетерриториальными); 4) умножение на коэффициенты (мультипликаторы) финансовых показателей эмитента и получение стоимости оцениваемых акций; 5) проведение корректировок, обеспечивающих сопоставимость базы сравнения (аналога) с оцениваемыми акциями эмитента; 6) корректировка стоимости акции с учетом влияния факторов реального соотношения спроса и предложения, т.е. конъюнктуры рынка; 7) окончательное определение стоимости акций.

Недостаток сравнительного подхода состоит в использовании ретроспективной оценки, сложности подбора компаний-аналогов, наличия большого числа особенностей, которые необходимо выявить и количественно измерить, а также в отсутствии репрезентативной информационной базы.10

Основные проблемы применения сравнительного подхода: а) воздействие инфляции на показатели, используемые для построения мультипликаторов (особенно на показатели выручки, затрат, прибыли); б) отобранные компании-аналоги имеют неодинаковые финансовые риски; в) неодинаковые

Бердникова Т.Б. Оценка ценных бумаг: Учеб. пособие. – М.: ИНФРА-М, 2009. С.92. способы учета данных об обесценении и амортизации в показателях доходов до вычета процентов и налогов (EBIT).11

При наличии достаточного объема рыночной информации для оценки ценных бумаг рекомендуется применять все три подхода, используя различные методы оценки. Кроме трех традиционных подходов для оценки акций (активов) компаний иногда используется подход, основанный на так называемой модели опционов. Например, модель опционного ценообразования Блэка-Шоулза позволяет определить текущую стоимость акции через цену исполнения опциона на покупку (call-option), соответствующему обязательствам (долгу) компании, по формуле:

• C = S × N (d1) – X × e-ft N (d2) , где S – текущая стоимость обыкновенной акции;
• X – цена исполнения опциона на данную акцию, соответствующая совокупным обязательствам компании;
• e-ft — непрерывно начисляемая безрисковая ставка R за период t, то есть, до исчисления опциона (то есть, X × e-ft), приведенная путем дисконтирования величина обязательств компании;
• N (d1) и N (d2) – кумулятивные нормальные вероятности для среднеквадратичного распределения по d1 и d2 соответственно, т.е. с учетом стандартного отклонения акций за достаточно длительный период времени (S).13

Достоинство применения опционных моделей при оценке компаний заключается в том, что стоимость оцениваемых компаний часто является переменной величиной, которая зависит от ряда внешних по отношению к их производственно-финансовым характеристикам условий. Именно такие переменные величины целесообразно оценивать с использованием техники опционного ценообразования.

Одним из ограничений метода дисконтированных денежных потоков является его неспособность адекватно рассматривать активы, которые не Рутгайзер В.М. Оценка стоимости бизнеса. Учебное пособие. – М.: Маросейка, 2008. С.125-126. Козырь Ю. Применение теории опционов в практике оценки // Рынок ценных бумаг, 2002, № 11, с. 57-61. Грегори А. Стратегическая оценка компаний. Практическое руководство / пер. с англ. — М.: КвинтоКонсалтинг, 2003. С.97. производят постоянно денежные потоки, причем не ожидается их поступление и в ближайшем будущем.

При оценке не всех (100%) акций предприятия, а лишь конкретного пакета (пая) необходимо определить влияние на стоимость пакета факторов контроля и ликвидности акций. В этих целях различают контрольные (мажоритарные) и неконтрольные (миноритарные) пакеты акций.

В зарубежной практике средние показатели премий за контроль по годам и отраслям публикуются в ежегоднике Mergestat Review (средняя премия за контроль составляет 30-40%, а скидка со стоимости за меньшую долю – 20-25%).

Премии и скидки в мировой практике определяются к стоимости сопоставимого пакета по котируемым акциям, а по некоторым акциям к средней стоимости предыдущих сделок (при их наличии) или к рыночной стоимости пакета, определенной независимым оценщиком.14 В РФ при оценке пакетов акций ориентируются на данные зарубежных справочников или рассчитывают размеры премий и скидок самостоятельно.15

В целом различные концепции оценки ценных бумаг базируются на анализе активов или изучении динамики доходов. При ликвидации компании стоимость акций основана на оценке остаточной стоимости активов. Оценка акций действующего предприятия в большей степени предполагает изучение доходов. При создании акционерного общества начальная цена акций может быть минимальной и максимальной в зависимости от амбиций учредителей. При реорганизации акционерного общества (слияния, присоединения, разделения, выделения, преобразования) оценка акций зависит от истории цен, вида и условий конкретных операций. При выкупе (выбытии) акций определяется их балансовая стоимость.

Оценка акций на вторичном рынке во всех случаях тесно связана с реальной или ожидаемой эффективностью финансово-хозяйственной деятельности компании-эмитента. Дамодаран А. Инвестиционная оценка: Инструменты и методы оценки любых активов: Пер. с англ. М.: Альпина, 2010. С. 418. Рутгайзер В.М. Оценка стоимости бизнеса. Учебное пособие. – М.: Маросейка, 2008. С.214.

1.3. Особенности оценки стоимости акций в нефтегазовом секторе

Одной из самых сложных является оценка стоимости акций (активов) в нефте- и газодобывающих отраслях. Свидетельством признания исключительной специфичности и сложности оценки в добывающих отраслях является попытка стандартизировать ее как в международных стандартах оценки, так и в национальных нормативных документов ряда зарубежных стран. В силу того, что нормативного документа, регламентирующего оценку имущества в добывающих отраслях в России пока нет, необходимо использовать международный и национальный опыт оценки.

Во-первых, при проведении оценки нефтегазовых активов необходимо учитывать, что нефтегазодобывающий имущественный комплекс состоит из трех основных компонентов: права пользования недрами (удостоверенные лицензией); геологическая информация; основные средства для осуществления добычи — скважины и объекты обустройства месторождений. Все эти компоненты взаимозависимы между собой и способны генерировать доход только как единый имущественный комплекс. Ни один из его компонентов не обладает полезностью в отрыве от остальных.

Во-вторых, при проведении оценки нефтегазовых активов необходимо иметь в виду, что нефтегазовые проекты являются многоэтапными и каждый этап обладает своими особенностями. Условно можно выделить следующие этапы (рис. 1.1): этап доразведки месторождения, характеризующийся капитальными затратами и отсутствием доходов от реализации проекта; этап ввода месторождения в разработку. На данном этапе капитальные вложения в проект достигают максимальных значений; этап стабильной добычи нефти. Этот этап, как правило, характеризуется максимальной прибылью, небольшими капитальными вложениями и растущими эксплуатационными затратами; завершающий этап разработки месторождения, характеризующийся ростом эксплуатационных затрат и снижением прибыльности; этап ликвидации объектов обустройства.

1. Этап доразведки месторождения

2. Этап ввода месторождения в разработку

3. Этап стабильной добычи нефти

4. Завершающий этап разработки месторождения

5. Этап ликвидации объектов обустройства

Рис. 1.1 Этапы реализации нефтегазовых проектов

Наличие и продолжительность того или иного этапа существенным образом влияет на денежный поток проекта и как следствие — на стоимость нефтегазового актива.

Еще одна сложность оценки предприятий нефтегазовой отрасли связана с необходимостью прогнозировать такие показатели, как цены на углеводороды (нефть, газ, конденсат) на внутреннем и внешнем рынках, уровень инфляции, курсы валют. Прогнозирование каждого из данных параметров даже на период в один-два года является крайне сложной задачей (отклонения фактических показателей от прогнозных, особенно в периоды высокой волатильности цен, составляют от 20 до 30%).16 При этом приходится учитывать их взаимное влияние (так, рост цен на нефть неизбежно подстегивает рост цен на нефтесервисные услуги), а также развитие инфраструктуры в регионе проведения работ (например, строительство магистрального трубопровода в районе месторождения может привести к увеличению доли продукции, поставляемой на внешний рынок).

Азарова А.И. Проблемы оценки инвестиционной привлекательности проектов нефтегазовых компаний // Проблемы учета и финансов, 2011, № 3. С. 20.

В рамках сравнительного подхода в международной практике применяют несколько методов. Так, согласно анализу стандартов и принципов оценки минеральных ресурсов, проведенному Канадским институтом горного дела, металлургии и нефти17, в рамках сравнительного подхода при оценке прав на разработку недр выделяют следующие методы, применимые к оценке углеводородных месторождений:

• метод сопоставимых сделок (Comparable Transactions).

  В его основе лежит анализ состоявшихся сделок по продаже прав на разработку месторождения, сопоставимых с оцениваемым объектом, с последующей корректировкой на имеющиеся различия. Как правило, используется для оценки месторождений в стадии эксплуатации. Данный метод в российских условиях не применим в связи наличиями ограничений отчуждения прав на разработку, указанными в ст. 17.1 Закона «О недрах»18;

• метод условий опционного соглашения (Option Agreement Terms).

В основе метода лежит анализ опционных соглашений по переходу прав на месторождения, с последующей корректировкой на различия в условиях. Как правило, используется на начальных стадиях разработки месторождений. В российских условиях данный метод не применим в связи с отсутствием опционных соглашений по передаче прав на разработку месторождений;

— метод чистой стоимости минеральных ресурсов (Net Mineral Value or Value per unit).

В основе данного метода лежит предположение, что рыночная стоимость прав на разработку месторождений равна чистой стоимости полезного ископаемого, находящегося в земле. Иными словами, стоимость прав на разработку определяется путем умножения извлекаемых запасов и ресурсов, которые еще находятся внутри земной поверхности, на удельную чистую стоимость добываемого полезного ископаемого. Чистая удельная стоимость определяется как стоимость реализации полезного ископаемого за вычетом всех типичных для данного месторождения (провинции) затрат на дату

CIMVAL STANDARDS AND GUIDELINES, FEBRUARY 2003.

Закон РФ от 21.02.1992 N 2395-1 «О недрах» (ред. от 07.12.2011).

оценки. Применяется, как правило, для экспертной оценки месторождений на ранних стадиях в качестве вспомогательного метода, а также на стадии ликвидации месторождения. Данный метод может давать значительную погрешность в расчетах ввиду особенностей расчета;

• метод удельной стоимости (Value per Unit Area).

  Аналогичен методу отраслевых коэффициентов, применяемому для оценки компаний. По причине отсутствия статистической информации, необходимой для расчетов, в российской практике не применяется.

Кроме того, также выделяют следующие методы:

— метод чистой стоимости полезного ископаемого в пласте (Net In Situ Value).

Данный метод основывается на том, что текущая стоимость запасов равна рыночной стоимости всего месторождения. Иными словами, объем запасов умножается на текущую стоимость полезного ископаемого. В российской практике данный метод не применяется ввиду значительных различий в методологии оценки объемов залежей полезных ископаемых, отсутствия статистических данных, а соответственно и зависимостей цены конечного продукта от стоимости месторождения и т.д.

— Метод стоимости полезного ископаемого (Gross In Situ Value).

Данный метод аналогичен методу стоимости полезного ископаемого в пласте, однако лишен ряда его недостатков. В рамках данного метода учитывается экономическая целесообразность добычи полезного ископаемого, в частности углеводородов. Иными словами, в рамках данного метода расчёты основываются на объемах доказанных, рентабельных для добычи запасов, величина которых умножается на стоимость полезного ископаемого, на дату оценки. Данный метод является вспомогательным. Он дает более точный результат по сравнению с предыдущим методом, однако требует более детального анализа. В рамках данного метода можно также учитывать особенности каждого месторождения, в том числе стоимость добычи, но это приводит к более сложным расчетам, которые не оправдывают конечный результат.

Данный метод также не получил широкого применения и используется при экспресс-оценке, либо в качестве индикативного показателя при анализе полученных результатов в рамках других методов и подходов.

Таким образом, ни один из рассмотренных методов, применяемых в международной практике, в российских условиях в чистом виде не используется. Однако, в рамках сравнительного подхода в России применяется модифицированный метод сопоставимых сделок — статистический метод оценки. Его суть заключается в анализе итогов ранее прошедших аукционов с последующей экстраполяцией полученных результатов на оцениваемые объекты. Иными словами, стоимость объекта оценки определяется на основании разовых платежей за пользование недрами по уже утвержденным результатам аукционов (конкурсов) на право пользования объектами, выбранными в качестве аналогов объекта оценки, после внесения к этим платежам поправок, компенсирующих отличия между сравниваемыми объектами.

Основу статистического метода оценки составляет предположение, что рыночная стоимость объекта оценки непосредственно связана с ценами на сопоставимые объекты (далее объекты-аналоги).

Данный метод включает в себя следующие этапы:

1. Сбор необходимой информации (выставляемые на аукцион лицензионные участки, количество запасов углеводородов, регион расположения и пр.).

2. Составление списка аналогичных лицензий. На первом этапе определяется так называемый «круг подозреваемых», в который входит максимально возможное число выставляемых лицензионных участков, имеющих сложившуюся на рынке цену окончательного разового платежа. На втором этапе составляется окончательный перечень лицензионных участков – аналогов. Включение лицензионных участков в этот список основано на тщательном анализе сопоставимости аналогов и оцениваемого объекта.

3. Расчет мультипликаторов. Рассчитываются понесенные при приобретении лицензии-аналога затраты (окончательный разовый платеж, плата за право участия в аукционе, лицензионный сбор, плата за геологическую информацию), вносятся все необходимые корректировки и результаты приводятся к дате оценки. Затем цена делится на соответствующую категорию запасов и/или ресурсов.

4. Определение итоговой величины стоимости путем перемножения мультипликатора на количество запасов соответствующей категории оцениваемого объекта.

В мировой оценочной практике при оценке месторождений углеводородов принято выделять следующие виды поправок, вносимых на этапе расчета мультипликаторов: поправка на условия финансирования и/или особые условия продаж; поправка на время продажи; поправки, характеризующие местоположение; поправки на физические характеристики месторождений.

Ввиду юридических особенностей отчуждения прав на разработку углеводородных месторождений в российских условиях в данный момент поправки на условия финансирования и особые условия продаж не применимы.

При оценке прав на разработку углеводородных месторождений наиболее часто в российских условиях применяется поправка на время продажи. Ее применение на практике обусловлено тем, что в российских условиях отчуждение прав на разработку происходит в процессе аукционов или конкурсов, которые в свою очередь проводятся относительно редко. В результате возникает разрыв во времени, вызванный объективными причинами, не позволяющий на дату оценки получить актуальную информацию. В этой связи возникает необходимость приводить стоимость, полученную на основе итогов аукционов к дате оценки.

Поправка на время продажи рассчитывается путем соотнесения базового показателя, характеризующего рыночные условия на дату оценки, к показателю, характеризующему рыночные условия на дату совершения сделки, т.е. аукциона и/или конкурса. Формула расчета поправки при этом выглядит следующим образом:

• Пд = Цб / Цп , где Пд — поправка на время продажи;
• Цб — показатель, характеризующий рыночные условия на дату оценки;
• Цп — показатель, характеризующий рыночные условия на дату совершения сделки, т.е.

дата аукциона и/или конкурса.

Существует несколько вариантов расчета показателей, характеризующих рыночные условия на ту или иную дату: на основе внутренних цен на нефть; на основе экспортных цен на нефть; на основе мировых цен на нефть (как правило, марки Urals); на основе индекса АКМ для нефтяных компаний; на основе иных отраслевых индексов.

Расчет поправки на время продажи на основе внутренних цен на нефть не учитывает такой немаловажный фактор как изменения налоговой ставки, что может приводить к существенным искажениям в стоимости. Поправка, рассчитанная на основе экспортных цен на нефть, не учитывает не только изменения налоговой ставки, но также изменения экспортной пошлины. Поправка, рассчитанная на основе мировых цен на нефть, не учитывает ценовую ситуацию на рынке сырой нефти, сложившуюся в России. Поправка, рассчитанная на основе индекса АКМ для нефтяных компаний, а также на основе иных отраслевых коэффициентов, характеризует в основном деятельность нефтяных компаний. Она рассчитывается на основе капитализации ВИНК, что косвенно характеризует ситуацию на рынке сырой нефти в России. Кроме того, если используются показатели российских компаний, так называемых «голубых фишек», то выборка носит нерепрезентативный характер, поскольку отражает динамику лишь нескольких крупных «игроков», и не учитывает показатели деятельности средник и мелких разработчиков, не являющихся ВИНК. Если используются показатели зарубежных отраслевых индексов, то сложно говорить о сопоставимости вообще в виду специфики как правовых, так и экономических особенностей, как ведения бизнеса, так и отчуждения прав на разработку углеводородных месторождений.

Таким образом, исходя из сложившейся практики расчета поправки на время продажи, ни один из базовых показателей не характеризует рыночную ситуацию в сегменте сырой нефти в российских условиях в полной мере. В связи с чем корректней рассматривать поправку на время продажи на основе изменения налоговой ставки, либо на основе эффективной цены на нефть.

Расчет на основе изменения налоговой ставки базируется на том, что согласно текущему законодательству налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для нефти рассчитывается с учетом корректировки на динамику изменения мировых цен на нефть. Кроме того, согласно утвержденной методике расчета стартового разового платежа, в его основу закладывается НДПИ. Он характеризует доход государства, т.е. «продавца» месторождений углеводородов.

Альтернативным методом расчета поправки на время продажи может выступать расчет на основе эффективной цены на нефть (за месяц), который осуществлялся по формуле:

• Эц = Ц × Курс доллара США – НДПИ – Э × Курс доллара США , где Эц — эффективная цена;
• Ц — средняя фактическая экспортная цена;
• НДПИ — налог на добычу полезных ископаемых (ставка с учетом коэффициента Кц, характеризующего динамику мировых цен на нефть);
• Э — экспортная пошлина. 19

Эффективная цена на нефть характеризует ту стоимость, которую получит разработчик после уплаты всех основных платежей, прежде всего налога на добычу полезного ископаемого и экспортной пошлины, т.е. «покупателя» месторождения углеводородов. Гостева Е.Д. Виды и методы расчета поправок при использовании сравнительного подхода для оценки углеводородных месторождений // Нефтегазовое дело, 2011, №2. С. 387.

Таким образом, наиболее точный расчет предполагает применение поправки на основе эффективной цены на нефть или на основе изменения ставки НДПИ на нефть за полугодие.

Поправки, характеризующие местоположение, могут включать в себя следующие виды корректировок: поправка на гидрологические условия; поправка на ландшафтные условия; поправка на социально-экономические условия; поправка на транспортные условия; поправка на климатические условия. Данная группа корректировок должна определяться на основе разницы в затратах на транспортировку, обустройство месторождения и т.п. Однако расчёты данных затрат в отношении месторождений-аналогов, как правило, трудно доступны. В связи с чем, данные поправки редко применяются на практике. В случае если необходимо применять поправки на местоположение, то можно воспользоваться данными, разработанными для определения стартового разового платежа (Приложение 1).20

В табл. 1.7 представлены размеры корректировок.

Таблица 1.7

Корректировка на развитость инфраструктуры

Весьма Благо- Удовлетво- Неблаго Наименование благопри-ятная приятная рительная приятная Весьма благоприятная 0% -33% -50% -67% Благоприятная 50% 0% -25% -50% Удовлетворительная 100% 33% 0% -33% Неблагоприятная 200% 100% 50% 0%

Источник:

Как видно из табл. 1.7, чем больше различий у оцениваемого месторождения и у объекта аналога, тем значительнее поправка, а соответственно, и погрешность в расчетах. В этой связи, важно выбирать для оценки наиболее близкие аналоги. Отметим, что месторождения расположенные в одной нефтегазоносной провинции, а тем более в одном регионе, как правило, не имеют значительных различий по критерию «развитость инфраструктуры». Методика расчета минимального (стартового) размера разового платежа за пользование недрами, утв. Приказом Минприроды России от 30 сентября 2008 г. № 232.

Поэтому вышеуказанная корректировка может использоваться, например, при экспресс-оценке предполагаемых к освоению районов, либо районов чье освоение только началось. Кроме того в осваиваемых регионах аукционы и/или конкурсы проводятся в объеме достаточном, для отказа от использования данной корректировки.

Поправки, характеризующие физические характеристики месторождений, включают следующие виды: поправка на состав и геологические свойства; поправка на размерность месторождения; поправка на глубину залегания продуктивного пласта; поправка на геологическую изученность; поправка на сложность геологического строения.

Поскольку очень часто месторождение углеводородов содержит не только нефть или газ, но также комбинацию данных углеводородов, а также конденсат, необходима поправка на состав и геологические свойства. В этой связи возникает необходимость приведения показателей к единой сравнительной единице измерения. Для месторождений углеводородов такой единицей может служить условное топливо, в частности нефтяной эквивалент.

Условное топливо — это принятая в расчетах единица, служащая для сопоставления тепловой ценности различных видов органического топлива. В России за единицу условного топлива (у.т.) принималась теплотворная способность 1 кг каменного угля = 29,3 МДж или 7000 ккал. Международное энергетическое агентство (IEA) приняло за единицу измерения нефтяной эквивалент (TOE от англ. Tonne of oil equivalent).

Одна тонна нефтяного эквивалента равняется 41,868 ГДж или 11,63 МВт·ч.21 Применяется также единица — баррель нефтяного эквивалента (BOE): 1 toe = 7,11, 7,33 или 7,4 boe. Следует отметить, что 1 toe = 1 т. нефти = 1 т. конденсата = 1,17 куб. м. газа.

Следующей ключевой поправкой является поправка на размерность месторождения. С точки зрения классической теории, поправка на масштаб обусловлена теорией предельной полезности. Однако при анализе итогов аукционов и конкурсов за период с 2006 по 2010 гг., ни в одной нефтегазо International Energy Agency (IEA) — http://www.iea.org/ носной провинции не было обнаружено зависимости между удельной стоимостью нефтяного эквивалента и размерностью месторождения.22 В связи с чем, введение данной поправки в расчеты является необоснованным.

Немаловажным фактором также является глубина залегания продуктивного пласта. Поправку на глубину залегания продуктивного пласта можно определить с использованием адаптированной формулы:

• Пг = ((16000 — Ho) / (16000 — Ha) — 1) × 100 % , где Пг — поправка на глубину залегания продуктивного пласта, %;
• Ho — глубина залегания продуктивного пласта у месторождения — объекта оценки, м;
• Ha — глубина залегания продуктивного пласта у месторождения — аналога, м.

Как показывает практика, при оценке месторождения, как правило, имеют место различные категории запасов и ресурсов. В этой связи требуется поправка на геологическую изученность. В идеале необходимо раздельно оценивать запасы и ресурсы. При этом, если оценке подлежат запасы, то ресурс соответствующей категории принимается с поправкой 0,5.

Поскольку условия добычи каждого отдельного месторождения уникальны, то на практике возникает необходимость внесения поправки на сложность геологического строения. Для ее расчета необходимо сравнивать удельную стоимость проходки для строительства скважины (например, добывающей).

Информация подобного рода является закрытой, и для оценки, как правило, доступна лишь информация о затратах на бурение только для оцениваемого месторождения. В случае, если необходимо сделать поправку, то ее можно рассчитать на основе экспертного мнения, по шкале, приведённой в табл. 1.8. Гостева Е.Д. Виды и методы расчета поправок при использовании сравнительного подхода для оценки углеводородных месторождений // Нефтегазовое дело, 2011, №2. С. 397.

Таблица 1.8

Поправка на сложность геологического строения

Сравнительно про Наименование Сложные Весьма сложные

стые Сравнительно простые 17% 10% 0% Сложные 7% 0% — 9% Весьма сложные 0% — 6% — 15%

Источник: ФГУП ВИЭМС

Немаловажным фактором при использовании сравнительного подхода является выбор месторождений-аналогов наиболее близких к оцениваемому месторождению. Это выступает ключевым аспектом, поскольку минимизация вносимых корректировок дает более точный и адекватный результат. Тем не менее, если избежать той или иной корректировки невозможно, использование критериев и диапазонов вышеперечисленных поправок повышает точность расчетов при их правильном и обоснованном использовании.

Стоимость нефтяной компании, занимающейся исключительно добычей нефти и ее реализацией, определяется как «чистая текущая стоимость» суммы денежных потоков от реализации нефти с разрабатываемых месторождений, т.е. дисконтированная к текущему периоду, включая величину «чистого долга» (Net Debt = Total Debt — Cash).

Она рассчитывается по формуле:

• EV = FCFF/(1 + WACC) n , где EV (Enterprise Value) — стоимость компании;
• FCFF (Free Cash Flow to Firm) — суммарный чистый денежный поток, распределяемый на всех инвесторов компании — кредиторов (в том числе владельцев корпоративных облигаций), владельцев обыкновенных акций и владельцев привилегированных акций;
• WACC — средневзвешенная стоимость капитала, т.е. стоимости всех источников долгосрочного финансирования бизнеса;
• Т = n — период дисконтирования. 23

Отметим, что при длительной реализации инвестиционных проектов в нефтяной отрасли инвестиции являются необходимым элементом поддержания добычи и работоспособности нефтяной компании в течение неограниченного срока. Инвестиции могут потребоваться и через 3, 5 или 10 лет даже по уже разрабатываемым месторождениям (например, на проведение экологических мероприятий по завершении эксплуатации).

Однако WAAC предполагается постоянной в течение всего периода моделирования денежных потоков, тогда как при увеличении объемов долга (при внешнем финансировании инвестиций) WACC должна изменяться во времени.

Очевидно, увеличение объема запасов до бесконечности не увеличивает до бесконечности стоимость компании: крупные запасы на балансе требуют все больших капиталовложений, которые «замораживаются» на длительный период; запасы не являются экономически гибким параметром в связи с высокой чувствительностью рентабельности разработки к колебаниям цен на нефть. На практике все нефтяные компании в мире стремятся к «оптимальному» или «разумному» накоплению запасов, базируясь на опыте прошлых лет или опыте других компаний в отрасли. В среднем добывающие компании ориентируются на коэффициент обновления запасов, равный 100-120%, и уровень обеспеченности добычи запасами -10-15 лет. 24

Наиболее употребительными мультипликаторами при оценке нефтяных компаний являются финансовые мультипликаторы EV/CF, EV/EBITDA, а также отраслевые коэффициенты EV/Reserve (капитализация/запасы) и EV/Production (капитализация/добыча), EV/Sales (капитализация/выручка от продажи).

Если различным мультипликаторам присваивать различные «веса доверия», то при расчете средневзвешенной стоимости компании различными методами (расчета чистой текущей стоимости бизнеса и сравнительного Миловидов К., Мишняков В. Использование отраслевого мультипликатора «капитализация/запасы» в оценки стоимости нефтяных компаний // РЦБ, 2000, №1(160).

Миловидов К., Мишняков В. Использование отраслевого мультипликатора «капитализация/запасы» в оценки стоимости нефтяных компаний // РЦБ, 2000, №1(160).

анализа) на EV/Reserves будет приходиться от 0% до 5% стоимости; на EV/Production — также незначительная доля стоимости, в пределах 5-10%.

В настоящее время мультипликатор EV/Reserves можно использовать лишь для сравнения компаний с высоколиквидными акциями (например, ЛУКОЙЛ, Сургутнефтегаз, Роснефть, Татнефть) при экспресс-анализе. Более точный подход должен учитывать и другие специфические черты нефтяного бизнеса (например, различные цены на сырую нефть и нефтепродукты на внутреннем и внешнем рынках).

Набор финансовых и производственных показателей для сравнения и отбора нефтегазовых компаний включает следующие: выручка, валовая прибыль, проценты к уплате, налог на прибыль, долгосрочные займы и кредиты, амортизация, чистая прибыль (убыток) отчетного периода, объём запасов нефти (в баррелях нефти), объём добычи нефти (в баррелях нефти).

Для расчета ожидаемой денежной стоимости разведанного месторождения (EMV — Estimated monetary value) в мировом нефтегазовом секторе широко применяется метод дисконтированных денежных потоков (DCF).

В рамках теории ожидаемой стоимости рисковый капитал и вероятность его потери сопоставляют с возможной выгодой и вероятностью ее извлечения. Существуют методики, которые позволяют с достаточной точностью оценить средневзвешенные значения искомых величин и варианты простой оценки ожидаемой денежной стоимости запасов исследуемого месторождения. Например, для оценки ожидаемой стоимости разведанного месторождения может быть использована двухвариантная модель EMV:

• Emv = (Price × OR / (1+ i)n / (1+ j)n ) × PS × SP – (RC × (1 — SP)) , где RC (рисковый капитал — Risk capital) — расходы на бурение сухих скважин, геологические и геофизические работы и т. д.;
• SP (Success possibility) — вероятность успеха;
• Reward (Выгода) — приведенная стоимость возможного результативного бурения;
• OR (Запасы нефти, Oil reserves) — извлекаемые запасы, размер разведанного месторождения;
• PS (Раздел продукции, Product sharing) — окончательная доля подрядчика или нефтяной компании при разделе продукции;
• Price (Цена) — прогнозируемая цена на сырую нефть на мировом рынке на период разведки и первоначальной эксплуатации месторождения;
• i — коэффициент снижения добычи за счет истощения месторождения;
• Oil — нефтяные запасы, приведенные в соответствии с коэффициентом снижения добычи;
• j — ставка дисконтирования (приемлемая норма прибыли);
• n — число временных промежутков (периодов расчета).

Данная формула является основополагающей в анализе риска. Если при решении уравнения ожидаемая денежная стоимость оказалась положительной, то взвешенный риск вознаграждения превосходит взвешенный риск потерь. Следует отметить, что указанный выше пример основан на расчете приведенной стоимости одиночного платежа, поскольку инвестиционные вложения на этапе разведки, бурения и создания необходимой для промышленного освоения месторождения инфраструктуры идут интенсивным потоком на протяжении относительно короткого промежутка времени (от одного года до двух).

Для получения более точных результатов, а также для расчета денежного потока (cash flow) на каждый год реализации проекта необходимо вычислять коэффициенты дисконтирования на каждый период. При этом используется аналогичная методика.

Для расчета финансовых показателей высокой степени точности применяется ставка дисконтирования ожидаемого денежного потока (cash flow), рассчитываемая на каждый период поступления средств, при этом дискретность периода поступлений денежного потока возрастает с 3-5 периодов в простых расчетах до 24 и более.25 Азарова А.И. Проблемы оценки инвестиционной привлекательности проектов нефтегазовых компаний // Проблемы учета и финансов, 2011, № 3. С. 23.

Все вышеназванные факторы обусловливают сложность и трудоемкость оценки нефтегазодобывающих активов.

Выводы:

1. В фундаментальном анализе рассматриваются факторы, влияющие на курсовую стоимость ценной бумаги. Фундаментальный анализ призван ответить на вопрос, какую ценную бумагу следует купить или продать. Основа анализа состоит в изучении финансовой отчетности эмитента, расчете финансовых показателей, характеризующих его деятельность.

2. Центральной частью фундаментального анализа является изучение экономического и финансового положения компании-эмитента. Финансовое состояние предприятия определяется с помощью анализа финансовой отчетности и расчета четырех групп финансовых коэффициентов: платежеспособности (ликвидности); финансовой устойчивости; деловой активности и рентабельности.

3. Оценка акций (бизнеса) осуществляется с позиции трех подходов: доходного, затратного (имущественного), сравнительного (рыночного).

Каждый из подходов предполагает применение своих специфических методов и приемов, а также требует соблюдения особых условий, наличия достаточных факторов. Применение различных методов оценки позволяет в совокупности дать наиболее полную и достоверную оценку стоимости акций (компании).

4. Оценка стоимости акций (активов) в нефтегазодобывающих отраслях относится к одной из самых специфичных и сложных. Это обусловлено двумя основными обстоятельствами: во-первых, нефтегазодобывающий имущественный комплекс состоит из трех связанных компонентов (права пользования недрами, геологическая информация, основные средства для осуществления добычи); во-вторых, нефтегазовые проекты являются многоэтапными и каждый этап обладает своими особенностями.

Глава 2. Особенности оценки акций на российском

рынке ценных бумаг

2.1. Специфика проведения фундаментального анализа в россий-

ских условиях

Рассмотрим факторы, влияющие на курсовую стоимость ценной бумаги на российском рынке. Как и на любой другой товар, цены на нефть и газ определяются спросом и предложением. Следовательно, если существующие тенденции спроса и предложения нефти и газа различны, то исходя из этого, цены при прочих равных условиях должны формироваться независимо друг от друга. Или, как минимум, зависимость должна быть менее жесткая и прямолинейная.

С 2000 года начался быстрый рост мировых цен на нефть, закончившийся в 2008 году пиком среднегодовой цены в 97 долларов за баррель. Вместе с ценой на нефть синхронно росла цена на газ (рис. 1).

140 700

120 600

100 500

80 400

60 300

40 200

20 100

0 0 1990 1995 2000 2005 2010 2012 Среднегодовая цена на нефть, Brent, долл. США Среднегодовая цена на трубопроводный газ в Европе, CIF, долл. за 1000 м3

Рис. 2.1. Среднегодовая цена на нефть (левая шкала) и на газ (правая шкала)

С одной стороны, такой бурный рост был обусловлен быстро увеличивающимся спросом на энергоресурсы со стороны стран АТР, с другой стороны, одновременно с увеличением спроса, странам производителям нефти становится все сложнее и сложнее наращивать мощности.

Например, Россия является одним из ведущих поставщиков нефти в мире, и в планах развития нефтяной отрасли говорится о стабилизации объемов экспорта в долгосрочной перспективе на уровне 315-330 млн.т. в год.26

Предложение полезного ископаемого в долгосрочной перспективе зависит в первую очередь от объема разведанных запасов: чем больше обеспеченность запасами данного ископаемого, тем потенциально больше предложение и соответственно меньше цена.

Мировые извлекаемые запасы (proved reserves) традиционной нефти по версии компании British Petroleum на конец 2008 составляют 170,7 млрд. тонн (табл. 2.1).

Таблица 2.1

Разведанные запасы нефти, млрд.т.

Регион/Годы 1980 1990 2000 2005 2006 2008 2011 Северная Америка 12,6 13,1 9,4 8,28 8,17 9,7 9,8 Центральная и Южная Америка 3,65 9,76 13,4 14,1 14,1 17,6 19,0 Европа и Евразия 13,4 11,0 15,6 19,8 19,7 19,2 19,3 Россия 8,13 10,8 10,9 10,8 10,9 Средний Восток 49,4 89,7 94,3 101,3 101,3 102,0 102,0 Африка 7,27 8,01 12,7 16,0 16,0 16,6 16,7 АТР 4,62 4,96 5,85 5,53 5,53 5,60 5,65 Итого 90,94 136,53 151,25 165,01 164,8 170,7 183,4

Источник: BP Statistical Review of World Energy 2007, 2009, 2011

Основная доля запасов приходится на страны Среднего Востока. Как видно из таблицы 2.1, начиная с 1980 года, запасы увеличились почти в 2 раза. Следует отметить, что несмотря на развитие поисковых методов и технологий, с 1980- го года запасы традиционной нефти в Северной Америке сокращаются.

Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. — М.: Институт энергетич. стратегии, 2009. С.95.

Тенденция такова, что темп прироста запасов сократился: если за десятилетие 1980-1990 запасы увеличились почти в 1,5 раза, то за восемь лет 2000-х только на 12 %. И это с условием значительного ускорения научного прогресса, совершенствования методов поиска, разведки и оценки. Ситуация с прогнозными запасами настолько неопределенная, что Международное энергетическое агентство (МЭА) в прогнозе общемировой добычи нефти до 2030 года для обеспечения мирового спроса, приводит оценки объемов добычи из еще не найденных месторождений (рис. 2).

Рис. 2.2. Прогноз добычи нефти МЭА, миллионы баррелей в день

Источник: Международное энергетическое агентство, 2011

Противоположная картина складывается для спроса. Потребление нефти в мире стабильно растет (табл. 2.2).

Следует отметить, что это касается не только нефти, но в общем всех энергоресурсов: развитие цивилизации, научно-технический прогресс, благосостояние населения прямо пропорционально связанны с ростом энергопотребления.

Таблица 2.2

Мировое потребление нефти, млн.т.

Регион/Годы 1980 1990 2000 2005 2006 2008 2011 Северная Америка 933 929 1071 1139 1125 1076,6 1004,2 Центральная и Южная Америка 161 167 218 218 223 270,3 281,7 Европа и Евразия 1197 1129 928 960 970 955,5 943,2 Россия 123,5 121,9 127,1 130,4 131,9 Средний Восток 102 169 227 271 280 306,9 337,8 Африка 66,4 93,8 116 128 130 135,2 141,3 АТР 515 660 990 1133 1148 1183,4 1192,0 Итого 2974,4 3147,8 3550 3849 3876 3927,9 4032,1

Источник: BP Statistical Review of World Energy 2007, 2009, 2011

В настоящее время рост потребления нефти в первую очередь идет за счет стран АТР. На сегодняшний день этот регион является лидером потребления нефти, сразу после Северной Америки и стран Европы и Евразии.

Учитывая, что в странах АТР текущее потребление нефти на душу относительно мало (за исключением Японии и Южной Кореи) и составляет менее 0,75 тонн в год на человека, можно предположить, что потребление нефти в странах АТР будет продолжать расти. Для сравнения, в странах западной Европы и в России этот показатель колеблется в диапазоне 0,75-1,5. Поэтому, даже не смотря на кризис, и снижение потребления топлива в 2009 году, общая тенденция такова, что потребление нефти при прочих равных условиях в будущем будет неизбежно увеличиваться только за счет «подтягивания» жизни в странах АТР до стандартов развитых стран. По расчетам МЭА в среднем потребление нефти до 2030 года будет расти на 1% ежегодно.27 Это более осторожные цифры по сравнению с предыдущим прогнозом, когда предполагалось что потребление нефти к 2030 году вырастет на 50%.

Исходя из данных об извлекаемых запасах, обеспеченность запасами традиционной нефти составляет 40-45 лет. В России ситуация хуже общемировой, при текущих объемах добычи, около 500 млн.т. в год, обеспеченность

World energy outlook 2009 // IEA. URL: http://www.worldenergyoutlook.org/docs/weo2009/ запасами составляет 20-25 лет. Учитывая высокую неопределенность в прогнозных объемах прироста запасов и стабильного прогнозного спроса на нефть, в долгосрочной перспективе ситуация с мировой обеспеченностью запасами нефти и соответственно с предложением, является скорее пессимистичной.

Таким образом, фундаментально ситуация на рынке нефти складывается из того, что изменения происходящие в предложении нефти по большей части негативные: высокая степень неопределенности, ухудшение структуры запасов, удорожание поиска, разработки и добычи. Тогда как спрос на нефть будет продолжать расти совершенно очевидно.

Обеспеченность запасами газа также уменьшается, но несмотря на это, обеспеченность газом больше, чем обеспеченность нефтью. В России ситуация лучше общемировой, обеспеченность запасами газа в настоящее время составляет порядка 73 лет.

В целом, ситуация на рынке с газом более оптимистичная, нежели с нефтью. Перспективные объемы запасов газа велики, обеспеченность запасами газа на 40% больше чем обеспеченность нефтью. Не смотря на то, что прогнозный спрос на газ характеризуется немного более высоким темпом роста, чем спрос на нефть, при этом существующие мощности способны покрыть растущий спрос. В то время как возможности по увеличению производства нефти вызывают сомнения.

Кроме спроса и предложения есть еще ряд факторов, которые могут повлиять на цены нефти и газа в ту или иную сторону. В первую очередь следует отнести: стимулирование внедрения альтернативных источников энергии; себестоимость производства синтетических жидких углеводородов; себестоимость добычи сланцевого газа.

Прежде всего, следует рассмотреть так называемые альтернативные источники энергии, в том числе и для автомобилей. Это касается ветровой, солнечной энергии, электромобилей, гибридных автомобилей, биотоплива, перспективных разработок водородного топлива и других проектов энергии будущего. В настоящее время все чаще поднимается тема о широком внедрении возобновляемых источников энергии, например в 2008 году в Европе была провозглашена энергетическая программа «20-20-20». Вкратце цели программы следующие: к 2020 году страны Европы должны сократить выбросы углекислого газа на 20% по сравнению с показателями 1990 года, увеличить долю возобновляемых источников в конечном потреблении до 20% и повысить энергоэффективность на 20% по сравнению с 2005 годом. Но в условиях дешевой нефти и газа у промышленности нет никаких стимулов к внедрению возобновляемых источников энергии и энергосберегающих технологий. Это является экономически необоснованным, и приведет только к снижению конкурентоспособности. Поэтому, можно сказать, что высокая цена на традиционные энергоресурсы является необходимым условием для реализации подобных амбициозных проектов. И чем выше цены на нефть и газ, тем быстрее окупятся проекты возобновляемой энергии. Кроме этого, цены должны быть гарантированно высокими на очень длительном промежутке времени 20-30 лет, без значительных снижений. Поэтому, долгосрочная программа внедрения возобновляемых источников энергии, как фактор будет «играть» на повышение цены нефти и газа. Учитывая ограниченность запасов нефти, а также необходимость внедрения возобновляемых источников энергии, можно с уверенностью говорить, что цены на нефть в перспективе будут только расти.

Как известно, цена на нефть в 150 долл. за баррель в 2008 году оказалась критической для европейской экономики, после чего некоторые сектора промышленности и услуг становились нерентабельными или малорентабельными. Поэтому, можно принять цену на нефть в 150 долл. за баррель как долгосрочный ориентир до 2030 (без учета инфляции), чтобы по мере увеличения цены, не только европейская, но целиком мировая экономика смогла естественным путем перестроиться под новые условия.

В силу того, что обеспеченность запасами газа больше чем нефтью, можно предположить, что в будущем перспективным направлением газохимической промышленности станет синтез жидких углеводородов из природного газа (Gas-To-Liquid, GTL технологии).

В настоящее время объемы производства синтетических жидких углеводородов незначительны, и используются крупными компаниями скорее в качестве опытного производства для совершенствования технологии.

Основной причиной малой активности в данном направлении являлась сравнительно низкая цена нефти: себестоимость производства синтетической нефти было выше, чем цена нефти на мировых рынках. Всего сейчас действует порядка 8 крупных заводов производства жидких углеводородов, принадлежащих таким крупным компаниям как Shell, Chevron, Exxon Mobil, Sasol. Установленные мощности по производству GTL в мире составляет около 500 тыс. баррелей в день.28 При общем мировом дневном потреблении жидкого топлива на уровне 85 млн. баррелей производство синтетических жидких углеводородов играет малозначимую роль. В дальнейшем, по мере исчерпания запасов традиционной нефти ситуация начнет меняться. При условии высоких мировых цен на нефть, и относительно невысоких цен на природный газ производство синтетического топлива займет определенное место на рынке.

Технология GTL требует на 1 баррель синтетической нефти 280 м3 природного газа.29 Таким образом, себестоимость синтетической нефти только по сырью в условиях мировых цен 2011 года составляет 128 долл. / баррель, при цене традиционной нефти 110 долл. / баррель. Естественно, при таких экономических условиях нет никого смысла развивать данный вид производства. Исходя из этого, можно оценить верхний потолок желаемой цены на газ при условии широкого внедрения технологии GTL в мире. В условиях 2011 года, для того чтобы синтетическая нефть была конкурентоспособной с традиционной нефтью, в первом приближении газ должен стоить не выше 346 долл. / 1000м3. Обзор рынка GTL. ЗАО «Метапроцесс». URL: http://www.metaprocess.ru/files/GTL.pdf (дата обращения 15.04.2012) Extreme oil: scraping the bottom of earths barrel // New Scientist, December 2, 2011. URL: http://www.newscientist.com/article/mg20427375.900-extreme-oil-scraping-the-bottom-of-earths-barrel.html .

Так как в последнее время в мире активно увеличивается добыча сланцевого газа, в производство и разработку соответствующих технологий сделаны значительные инвестиции, то для многих компаний, прежде всего американских, крайне нежелательна ситуация низкой цены на рынке. Так как себестоимость сланцевого газа выше, чем себестоимость добычи традиционного газа, то нижней границей ценового коридора может служить себестоимость добычи сланцевого газа. Эксперты сходятся на том, что для рентабельной добычи сланцевого газа в США необходима среднегодовая цена на газ на уровне 6,5 долл. / Mcf плюс-минус 1,5 долл. в зависимости от оптимизма или пессимизма эксперта.30 В пересчете на кубические метры это составляет 230 долл. /1000 м3. Конечно, со временем по мере накопления опыта технология добычи удешевится, но с другой стороны произойдет обратное: «легкий» сланцевый газ исчерпается, а «тяжелый» окажется дороже, поэтому, будем считать, что эти тенденции скомпенсируют друг друга.

Резюмируя выше сказанное, ситуация складывается таким образом, что в настоящее время существуют предпосылки во-первых для дальнейшего роста цен на энергоресурсы, а во-вторых, для формирования новых механизмов ценообразования на природный газ. В случае формирования нового механизма ценообразования на газ, при условии дальнейшего развития производства GTL и добычи газа из сланцев, цена на газ будет колебаться в определенном коридоре, ниже цены, рассчитываемой на основе котировок нефти и нефтепродуктов, как минимум на 25%. Объединив все факторы, можно сформировать прогноз цен на нефть и газ до 2030 года (рис. 2.3).

A Shale Gas Boom? // ASPO-USA.ORG: Association for the study of peak oil&gas — USA. URL: http://www.aspousa.org/index.php/2010/06/a-shale-gas-boom/ (дата обращения: 19.01.2012).

Среднегодовая цена на нефть, Brent, долл. США Среднегодовая цена на трубопроводный газ в Европе, CIF, долл. за 1000 м3

Рис. 2.3. Прогноз цен на нефть (левая шкала) и на газ (правая шкала)

Источник: Голоскоков А.Н. Прогноз цены на нефть и перспективы формирования нового механизма ценообразования на газ // Нефтегазовое дело, 2010, № 6. С. 12.

Приведенный коридор цен на газ является экономически обоснованным, но вопрос о цене на газ это не только экономический, но еще и политический. Тем не менее, вероятность подобного развития событий следует учитывать российским компаниям — производителям газа при разработке долгосрочных стратегий развития.

Долгосрочное прогнозирование достигается за счет многолетних наблюдений за колебанием конъюнктуры рынков, изучения спроса и предложения, темпов роста энергопотребления, статистической обработки этих данных, при этом рассматриваются темпы роста мировой экономики, ВВП США, ЕС, стран BRIC, доля и динамика изменения доли нефти и газа в мировом потреблении первичных энергоресурсов, цены на углеводороды.

Нефтяная индустрия России, являющаяся частью мировой экономики и мирового рынка, объединяет в относительно единое целое три основных технологических и рыночных цикла: так называемый апстрим — разведку и добычу сырья, мидстрим — транспортировку морским или трубопроводным транспортом и даунстрим — переработку, маркетинг и реализацию нефтепродуктов на рынке. Сектор «апстрим» является самым крупным звеном нефтегазовой цепочки с точки зрения чистых продаж и чистой прибыли, отдачи от оборота и стабильности рыночной ликвидности. Главной особенностью этого сектора является специфический характер основного актива, формирующего потенциальную стоимость компаний, — запасов нефти и газа в недрах.

Все циклы структурно разделяются на несколько технологических и рыночных цепочек. Каждое звено цепочки с точки зрения финансового менеджмента имеет конкретное функциональное содержание, несколько групп основных индексов и коэффициентов, применяемых для многочисленных расчетных формул для исчисления базовых показателей отрасли, характеризующих ее состояние, эффективность, доходность, риски, связанные с инвестированием. На всех этапах технологических цепочек производится расчет доходности инвестиционных вложений с учетом геологического риска и опасности обнаружения запасов, не имеющих коммерческой ценности, а также хеджирование возможных рисков. Риски связаны с сезонными и случайными колебаниями цены на сырье, повышением уровня накладных расходов (хранение, транспортировка), ростом себестоимости и изменением ее структуры, колебаниями курсов валют, а также с любыми изменениями конъюнктуры и соотношения спроса и предложения.

Компании обязаны постоянно проводить сравнительный анализ финансово-экономических показателей друг друга, основываясь на системах международных стандартов.31 Только в 2006 году вышел первый стандарт МСФО IFRS № 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов», который не снял достаточно много противоречий и проблем нефтедобывающих компаний.

Все компании, как международные вертикально интегрированные системы (МВИС), так и небольшие, работающие в разных регионах России в сегментах «разведка и добыча углеводородов, транспортировка и переработка нефти и газа, нефтехимия» и имеющие листинг собственных ценных бумаг на фондовых биржах, обязаны подготавливать консолидированную отчетность в соответствии с ОПБУ США или МСФО.

Необходимо отметить, что коэффициенты технической эффективности российских компаний (отношение выручки к интегральному индексу объема запасов и численности работников) существенно ниже аналогичных показателей в международных вертикально-интегрированных компаниях. Инвестиционные проекты в российских компаниях реализуются с использованием устаревших технологий, ресурсы расходуются малоэффективно. Анализ экономической эффективности проектов и рисков осуществляется с большими допущениями, оптимизация деятельности нефтяных компаний затруднительна, так как инструментов для этого мало и сводятся они в основном к изменениям структуры собственности, формированию дорогой практики привлеченных и заемных ресурсов, снижению издержек.

Роль анализа экономической эффективности в процессе реализации инвестиционных проектов, а также требования, предъявляемые к его качеству и достоверности, обусловлены особенностями капиталовложений в нефтегазовой отрасли. Нефтяным компаниям, вне зависимости от их статуса — международным, национальным, с преимущественным частным или государственным участием в акционерном капитале, — присущи общие особенности ведения финансово-хозяйственной деятельности, а именно: необходимость в постоянном обновлении и модернизации основных фондов за счет быстрого износа и ускоренной амортизации оборудования; высокий уровень издержек при реализации инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли, а также высокие удельные расходы на единицу оборудования и бурения, что связано с чрезвычайно высокой материалоемкостью и энергоемкостью при производстве; долгосрочный характер инвестиций; необходимость создания транспортной инфраструктуры; высокая степень риска, связанная как с геологическими, так и с политическими рисками, налоговыми условиями и рыночной конъюнктурой.

Если минимизация геологического риска достигается за счет применения более совершенных геологоразведочных технологий, то достоверность результатов инвестиционного и финансового анализа зависит от соблюдения методик проведения подобных расчетов, правильности расчета основных коэффициентов (WACC, СFROI, норма дисконтирования), точности и полноты исходных данных.

В рамках моделей и методик, использующихся для фундаментального анализа в российских условиях, учитываются и показатели, характеризующие финансово-экономическое состояние компании. К данным показателям относятся: выручка, денежный поток от операционной деятельности (выручка за исключением оборотного капитала, налогов начисленных и налогов уплаченных), прибыль на акцию (Earnings per share), дивиденд на акцию (Dividend per share), прибыль до уплаты процентов и налогообложения (Earnings before interests and tax — EBIT), прибыль до уплаты процентов, налогообложения и амортизации (Earnings before interests, taxation, depreciation and amortization – EBITDA), чистая прибыль, мультипликатор рыночная цена акции/прибыль на акцию (P/E–Price/Earnings ration – Price per equity/Earnings per share) и т.д.

При прогнозировании финансового состояния компании на фондовом рынке используются так называемые фундаментальные показатели оценки акции: выручка, денежный поток от операционной деятельности, капитализация, EBITDA, стоимость компании, мультипликатор P/E, доходность на акцию и дивиденд на акцию. На основе полученных в результате моделирования прогнозных финансово-экономических показателей устанавливаются ключевые показатели эффективности (Key performance indicators — KPI), которые планируется достичь к определенным срокам. К ним относятся: доходность от продаж (рентабельность деятельности) (ROS — Return on sales), доходность собственного капитала (ROE — Return on equity), доходность на инвестированный капитал (ROIC — Return on invested capital).

От уровня KPI зависит размер вознаграждения менеджмента и персонала компаний.

Набор применяемых методик оценки стоимости акций нефтяных компаний на российском фондовом рынке концептуально не менялся, однако степень применения того или иного метода в анализе варьировалась. Если в середине 1990-х гг. безусловно доминировали чисто «индустриальные» коэффициенты, а именно соотношения коэффициента «капитализация/запасы нефти» и «капитализация/добыча нефти», то в последующие годы на первый план вышел коэффициент Р/Е, а также наиболее употребляемым становится моделирование денежных потоков и оценка на основе расчета «чистой текущей стоимости компании» и использовании коэффициента EV/EBITDA.

Обобщая особенности проведения фундаментального анализа российских компаний нефтегазового сектора, можно сделать следующие выводы:

1. Фундаментально, с учетом прогнозного спроса и предложения цены на нефть и газ будут расти. Кроме факторов спроса и предложения существует еще ряд экономических факторов, которые в будущем могут оказать значительное влияние на уровень цен на нефть и газ.

2. Существуют предпосылки для формирования нового механизма ценообразования на природный газ. Важнейшей предпосылкой является то условие, что газ является менее дефицитным товаром по сравнению с нефтью.

3. Для дальнейшего развития производства GTL и добычи сланцевого газа необходимо чтобы цена на газ в долгосрочной перспективе находилась в пределах нужного коридора цен, внутри которого производство жидких углеводородов и добыча сланцевого газа делается как минимум неубыточной. Верхняя граница коридора находится ниже цены на газ, рассчитываемой исходя из котировок нефти и нефтепродуктов минимум на 25%.

2.2. Анализ макроэкономической ситуации в России, инвестицион-

ного климата и рисков

Российская экономика по итогам 2011 г. в целом вышла на докризисной уровень, и во второй половине 2012 г. можно ожидать ускорения темпов роста динамики производственной активности. Рыночные оценки рисков по поводу второй волны рецессии глобальной мировой экономики оказались чрезмерно пессимистичными. Экономики США и крупнейших развивающихся стран показывают в последние месяцы признаки восстановления, хотя и медленного.

Наличие избыточной ликвидности стимулирует вложения в сырьевые сектора, включая нефть, металлы и продовольствие. В этой связи можно ожидать в ближайшие месяцы сохранение высоких цен на сырьевых рынках. Переток свободных денег из наличности в рискованные активы постепенно набирает силу и на других фондовых площадках. Позитивная динамика на рынке американских акций также свидетельствует об изменении отношения инвесторов к риску. Эскалация напряженности вокруг иранской атомной проблемы и введение торговых санкций в отношении поставок иранской нефти в ЕС продолжит оказывать фундаментальную поддержку мировым нефтяным ценам. Все эти глобальные факторы должны благоприятно воздействовать на основные макроэкономические показатели в России (рост ВВП, дефицит федерального бюджета, занятость, сальдо внешней торговли).

Вместе с тем, сохраняются и риски фундаментального характера: неурегулированность долговых проблем в странах-должниках ЕС и угроза новых понижений кредитных рейтингов стран еврозоны; риск рецессии в европейской экономике; сжатие потребительского спроса, что вынуждает производителей снижать цены и сокращать объемы производства — это повышает риск дефляции в долгосрочной перспективе; вероятное усиление налоговой нагрузки на крупные нефтегазодобывающие компании в России.

После реструктуризации государственного долга Греции и последующего расчета по кредитным дефолтным свопам, а также повышения ликвидности европейских банков вероятность кризиса в Европе значительно уменьшилась, по крайней мере, в ближайшие 4-6 месяцев. Высокий уровень цен на нефть оказывает пока только психологическое давление на потребителей в Европе и не является критичным для замедления роста мировой экономики. Итоги марта 2012 года (по сравнению с февралем 2012 года) представлены на рис. 2.4.

Рис. 2.4. Изменение некоторых индикаторов рынка в марте 2012 г.

Источник: БКС Экспресс — .

Добавим сюда позитивные технические сигналы. Например, «пробой» индексом ММВБ 10-месячного down-тренда открыл перспективу для восстановления инвестиционных покупок российских акций. Среди наиболее востребованных секторов, на наш взгляд, можно назвать банковский, металлургический и нефтегазовый сектор.

Не стоит недооценивать и негативные факторы, воздействующие на российский рынок акций. Дальнейшее движение российского рынка будет зависеть от силы ряда разнонаправленных факторов (табл. 2.3).

Таблица 2.3

Оценка рядом экспертов прогноза движения российского рынка акций в 2012 г.

Эксперты Факторы, поддерживающие ры- Факторы, оказывающие

нок акций давление на рынок акций ИК РУСС-ИНВЕСТ — Положительные новости по со- Инфляционное давление на веНаиболее вероятен рост стоянию мировой экономики и дущие экономики мира из-за индексов по итогам ап- прогресс в решении европей- чрезмерного роста цен на нефть реля в диапазоне 5-10% ских кредитных проблем

Рынок сильный, ликвидность

рынка достаточна для продол жения роста ОАО «Банк «Санкт- Отток капитала должен сни- Уменьшение агрессивной ритоПетербург» — зиться по сравнению с мартом рики по Ирану — «политическая вероятно локальное премия» в ценах на нефть может ухудшение макроэконо- уменьшиться мических данных Снижение опережающих индек сов PMI в Китае и Европе за

март ОАО «Московский Сигналы о планируемом (26 апФондовый Центр» — реля) запуске QE3 в США Возможный рост фондового рынка ИГ «Норд-Капитал» — Экономика США показывает Неопределенность вокруг форАпрель традиционно яв- признаки восстановления мирования нового кабинета миляется позитивным ме- нистров и вероятных перемен в сяцем для фондовых финансовой политике страны рынков Сохранение текущих высоких

цен на нефть ОАО «Промсвязьбанк» Замедление экономики КНР

Источник: составлено автором по данным БКС Экспресс

В последнее время существенно увеличилась степень неопределенности и рисков в развитии мировых рынков, в том числе, в связи с резкой и непредсказуемой динамикой цен на нефть, негативными последствиями мирового финансового кризиса, угрозами дефицита поставок энергоресурсов в посткризисный период, неоднозначными перспективами заключения международных соглашений по вопросам экологической политики и изменения климата.

Доходная часть федерального бюджета России примерно наполовину сформирована за счет доходов от нефти и газа. В соответствии с Бюджетным кодексом Российской Федерации к нефтегазовым доходам относятся налог на добычу полезных ископаемых в виде углеводородного сырья и вывозные таможенные пошлины на сырую нефть, природный газ и товары, выработанные из нефти. Никакие иные, как налоговые (НДС, налог на прибыль в части, уплачиваемой в федеральный бюджет, и др.), так и неналоговые (разовые и регулярные платежи за недра, уплачиваемые в соответствии с требованиями Федерального закона «О недрах» от 21.12.1992 № 2395-1) доходы бюджета к нефтегазовым не относятся.

Факторами снижения котировок нефти могут стать замедление китайской экономики, рост курса доллара и реализация последних новостей о том, что Франция ведет переговоры с Англией и США о возможном «раскупоривании» стратегических запасов нефти «в течение нескольких недель». Отметим, что в июле-августе 2011 г. Международное энергетическое агентство уже реализовывало свои запасы, после чего цены на нефть упали на 10-15 долл. за баррель. Текущий уровень цен комфортен для покупателей и продавцов нефти.

Консенсус-прогноз на конец апреля 2012 года представлен в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Консенсус-прогноз на конец апреля 2012 г.

Эксперт ММВБ РТС EUR/USD Нефть Brent Золото БКС Экспресс 1465-1520 1500-1550 1,355 115-120 1600-1650 Московский Фондовый Центр 1620-1625 1750-1760 1,331 124,5-125 1661 Универ Капитал 1450 1585 1,305 119 1645 Банк «СанктПетербург» 1480 1550 1,300 120 1676 ИК БФА 1630 1760 1,330 117 1610 Норд-Капитал 1550 1700 1,330 125 1650-1700 Урса Капитал 1500 1600-1650 1,320 120 1650-1700 Промсвязьбанк 1550 1675 1,280 115 1550 РУСС-ИНВЕСТ 1700 1850 1,31-1,37 115-130 1620-1670 Консенсус 1553 1669 1,320 120 1640

Источник: БКС Экспресс — .

В графической форме консенсус-прогноз показан на рис. 2.5.

Рис. 2.5. Консенсус-прогноз на конец апреля 2012 г.

Источник: БКС Экспресс — .

На фоне сохраняющейся напряжённости в Иране и неспокойной ситуации в Ливии можно ожидать сохранения текущих высоких цен на нефть. Однако маловероятен дальнейший рост цен – это неприемлемо для развитых стран. Вместе с тем, риторика США и других стран относительно ядерной проблемы Ирана стала менее агрессивной и таковой, скорее всего, останется в ближайшие месяцы. В связи с этим «политическая премия», заложенная в ценах на нефть, может уменьшиться. Фундаментальные факторы, по нашей оценке, предполагают более низкое справедливое значение цен на нефть.

Цены на золото консолидируются в районе 1650-1700 долл. за тройскую унцию. Отметим, что в этом году инвестиционный спрос на золото преобладает над спекулятивным.

На наш взгляд, в 2012 году европейский долговой кризис может дойти до высшей точки, вследствие чего возможны два ключевых сценария. В случае, если темпы восстановления экономики США начнут ослабляться, а ЕС так и не сможет принять решения по более глубокой интеграции 26 европейских государств и более эффективным мерам разрешения долгового кризиса, финансовый сектор испытает новую волну серьезных потрясений, а рынки окажутся под серьезным давлением и, соответственно, могут упасть ниже минимальных отметок 2011 г. по ключевым индексам даже несмотря на новые монетарные стимулы.

Более вероятен, по нашему мнению, вариант, предполагающий вынужденные более эффективные действия ЕС и США, большую интеграцию европейских экономик и постепенное перемещение центра принятий решений в общеевропейский центральный орган (в котором будут доминировать страны севера ЕС).

В сочетании с расширением активности ЕЦБ на рынке, это могло бы вернуть доверие инвесторов к большей части активов региона. Тем не менее, рецессии единой Европе, по нашему мнению, все равно не избежать. В таком случае рынки при поддержке регуляторов развитых стран смогут, наконец, снизить волатильность к концу 2012 года и подрасти по итогам года. Однако в течение года волатильность рисковых активов будет, возможно, даже более высокой, чем это было в 2011 г.

Российский рынок сохранит сильную зависимость от конъюнктуры мировых фондовых рынков, определяющую в настоящее время спрос на активы развивающихся стран: т.е., стимулирующая программа ФРС, а также события в ЕС останутся ключевыми факторами. Однако для России в 2012 году есть и специфические факторы. Можно считать, что до марта российский рынок показывал динамику хуже зарубежных из-за рисков и неопределенности предвыборной кампании и лишь после этого начнет отыгрывать высокие цены на нефть и ожидания роста дивидендных выплат.

Размер политической премии в котировках российских компаний составляет около 11% (размер падения фондовых индексов в период 5-12 декабря).

Результатом включения политической премии в котировки акций стал откат российского рынка на уровень динамики европейских биржевых индикаторов с начала 2012 года.

При сравнении с относительно близкими по структуре и рейтингам развивающимися рынками надо отметить, что динамика российского рынка за 2011 год соответствовала диапазону снижения рынков Латинской Америки, Турции, Китая и Индии (также в среднем –20%).

В лидерах падения оказался рынок Аргентины (индекс Merval потерял более 30% на сильной просадке акций банков и финансовых компаний), а наилучшую динамику продемонстрировал мексиканский рынок (Mexico Bolsa откорректировался лишь на 10%).

Слабые позиции европейских банков нашли отражение и в динамике акций банков на развивающихся рынках: данный сегмент показал наибольшую просадку на всех рассматриваемых рынках, потеряв в среднем 1/3 капитализации. Также весьма слабо выглядели и сырьевые сектора: акции нефтяных компаний подешевели на 15-20%, несмотря на стабильно высокие нефтяные котировки, а бумаги металлургов откорректировали в среднем порядка 15% на фоне падения цен на металлы, а на российском рынке акции металлургов оказались в аутсайдерах года, потеряв половину капитализации.

В целом, в 2011 году инвесторы предпочитали фондовым рынкам активы «тихой гавани»: золото (+10% с начала года), казначейские облигации США (доходность 5-летних бондов упала ниже 1%, исторического минимума; 10-летних – ниже 2%), швейцарский франк (до его привязки к курсу евро в 3-м кв.) и японскую иену, курс которой к доллару США на конец года достиг исторического максимума (~78 иен/долл.).32

В сценариях развития российской экономики цена на нефть является основным фактором роста. Высокие цены на углеводородное сырье скорее являются в целом положительным фактором для российской экономики. При ценах на нефть больше 80 долл. за баррель серьезных рисков для российского бюджета нет. Это подтвердило и достигнутое по итогам 2011 года сокращение бюджетного дефицита. Если ранее ожидалось, что он составит 3,6% от ВВП, то при стабильно высоких ценах на нефть, в 2011 году он оказался даже профицитным.

Если говорить об инфляции, то высокие цены на нефть укрепляют рубль, а угроза инфляции откладывается до того времени, когда правительство получит возможность тратить поступившие в казну нефтедоллары. В целом при грамотной бюджетной и монетарной политике высокой инфляции можно избежать. Но этого сложно будет добиться в 2012 году, так как запланировано увеличение расходов на социальные программы, увеличение пенсий, зарплат бюджетников и так далее. С учетом всех этих факторов стоит ожидать инфляции на уровне примерно 6%.

Положительным фактором для российской экономики станет то, что цены на нефть в 2012 году будут находиться на стабильно высоком уровне в среднем 110-115 долл. за баррель Brent. Для этого есть ряд фундаментальных причин: сокращение избыточных мощностей стран ОПЕК, сравнительно небольшой потенциал роста добычи в России, рост себестоимости добывае Стратегия на рынке акций – 2012. – М.: ОАО Сбербанк России, 2012. С. 8-9. мой нефти и увеличение спроса со стороны развивающихся стран. Падение цен на нефть ниже 70 долл. возможно лишь в том случае, если продолжительные проблемы в еврозоне приведут к развитию кризиса ликвидности в Европе, полномасштабному банковскому кризису в странах Европейского союза и в США и рецессии в крупнейших экономиках длительностью более полугода.

2.3. Особенности нефтегазовой отрасли в России

Нефтегазовая отрасль является ключевой для российской экономики. На долю России приходится более 6% мировых доказанных запасов нефти и около 27% доказанных запасов газа. Вместе с тем начальные запасы нефти уже выработаны более чем на 50%, в европейской части — на 65%, в том числе в Урало-Поволжье — более чем на 70%. Степень выработанности запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60%.

Структура остаточных запасов нефти как в целом по стране, так и по основным нефтедобывающим компаниям, характеризуется тем, что текущая добыча нефти на 77% обеспечивается отбором из крупных месторождений, обеспеченность которыми составляет 8-10 лет. Постоянно увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, составляющая для основных нефтедобывающих компаний от 30 до 65%. При этом вновь подготавливаемые запасы часто сосредоточены в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудно извлекаемыми.

Прогнозные ресурсы газа оцениваются в 164,2 трлн. куб. м, в том числе на континентальном шельфе России – 63,8 трлн. куб. м. Разведанные балансовые запасы газа промышленных категорий А+В+С1 на 1 января 2010 г. составляют 48 трлн. куб. м, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации – 6,9 трлн. куб. м.

Учитывая текущую ситуацию в сфере запасов нефти и газа, существующие программы на период до 2030 года и условия лицензирования пользования участками недр в РФ, а также исходя из намечаемых уровней добычи топлива, к 2030 году за счет геологоразведочных работ может быть обеспечен совокупный прирост запасов нефти в объеме около 12 млрд. тонн (при успешной реализации мероприятий по повышению коэффициента извлечения нефти прирост запасов может составить 14 млрд. тонн) и газа в объеме не менее 16 трлн. куб. м.33

Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. — М.: Институт энергетич. стратегии, 2009. С.94.

При этом текущие предварительно оцененные запасы и ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы в ближайшие 10-15 лет не более чем на 50%, а остальные запасы будут приращены на новых объектах, в том числе на новых территориях и акваториях России. В частности, необходимый прирост запасов нефти для достижения оптимальных уровней добычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке оценивается в 1,8 млрд. тонн к 2020 году и свыше 3 млрд. тонн – к 2030 году, что потребует существенного прироста запасов за пределами зоны нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан.

На весь период до 2030 года главными районами прироста запасов нефти и газа будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и ТиманоПечорская нефтегазоносные провинции. Перспективными направлениями развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России станут поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе арктических, дальневосточных и южных морей.

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов континентального шельфа России составляют 90,3 млрд. тонн условного топлива (из которых свыше 16,5 млрд. тонн нефти с конденсатом и 73,8 трлн. куб. м газа).

Они распределены по 16 крупным морским нефтегазоносным провинциям и бассейнам. Основная часть этих ресурсов (около 70 %) приходится на континентальный шельф Баренцева, Печорского и Карского морей.

Разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородов континентального шельфа России незначительна и в большинстве районов не превышает 10%. При этом разведанность ресурсов газа континентального шельфа Каспийского моря составляет 15,7%, нефти – 15,9%, ресурсов газа континентального шельфа Охотского моря – 14,4%, нефти – 17,9%, ресурсов газа континентального шельфа Баренцева моря – 15,5%.34

Нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность России 2010-2015 гг. — М.: INFOline, 2011. С.35.

В последние годы Россия занимает лидирующие позиции по объему добычи сырой нефти и обеспечивает 12% мировой торговли нефтью. Свыше четырех пятых объема российской нефти экспортируется в страны Европы, доля России на рынках которых составляет около 30%.

Развитие нефтедобычи и нефтепереработки в России характеризуются созданием вертикально интегрированных нефтяных компаний (табл. 2.5).

Таблица 2.5

Добыча нефти основными нефтяными компаниям в 2005-2011 гг., млн. т Компания 2005 2006 2007 2008* 2009* 2010 2011 Роснефть 74,4 85,7 110,4 113,8 116,3 119,6 122,0 ЛУКОЙЛ 87,8 91,1 91,4 90,2 92,2 96,0 94,3 ТНК-BP 54,0 68,4 69,4 68,8 70,2 85,3 86,0 Сургутнефтегаз 63,9 65,6 64,5 61,7 59,6 59,5 60,7 Газпром нефть 33,0 32,7 32,7 30,7 39,9 49,9 50,2 Татнефть 25,3 25,4 25,7 ,26,1 26,1 26,1 26,2 Славнефть 24,2 23,3 20,9 19,6 18,9 18,4 18,2 Башнефть 11,9 11,7 11,6 11,7 12,2 14,1 15,0 РуссНефть 12,2 14,8 14,2 14,2 12,7 13,0 13,4 Суммарно 386,7 418,7 440,8 436,8 438,1 481,9 486,0

* без учета доли вертикально интегрированных нефтяных компаний в добыче зависимых предприятий

Источник: ЦДУ ТЭК

Показатели добычи по нефтяным компаниям свидетельствуют о довольно значительном повышении добычи в 2005- 2007 гг. и стабилизации этого показателя 2007-2010 гг.

Переработку нефти и газового конденсата на территории России и промышленное производство нефтепродуктов из всех видов нефтяного сырья осуществляют 113 специализированных нефте- и газоперерабатывающих предприятии (НПЗ и ГПЗ) суммарной мощностью первичной переработки 273,3 млн. тонн в год. Основой нефтеперерабатывающей промышленности России являются 30 крупных НПЗ суммарной мощностью около 255 млн. тонн сырой нефти в год. Доля этих НПЗ в общероссийском объеме переработки нефти в 2010 г. составила 93,4 %, средняя мощность одного крупного российского НПЗ около 9,4 млн. тонн нефти в год.35

Суммарная мощность предприятий, входящих в вертикально интегрированные компании, составляет 194,6 млн. тонн в год, т.е. более 70%. 84 малых и мини-НПЗ имеют суммарную годовую мощность переработки 11,6 млн. тонн нефти, доля в общем объеме переработки — менее 5% сырья. Некоторые показатели переработки нефти основными НПЗ России в 2009-2010 гг. приведены в Приложении 2.

Отметим, что фактические объемы переработки нефти значительно превзошли контрольные цифры, зафиксированные в Энергетической стратегии России на период до 2020 года. В целом, энергостратегия РФ ориентирована на увеличение объемов переработки до 200-210 млн. тонн в 2010 году и до 210-215 млн. тонн в 2020 году. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года предусматривает сохранение тренда на увеличение физических объемов переработанного сырья. Предполагается, что к 2020 году они вырастут на 5-10% к уровню 2009 года (до 249-260 млн. тонн), а за следующее десятилетие – на 16-31% к нынешним объемам (до 275-311 млн. тонн).36

Необходимо также отметить, что кризис не привел к катастрофическим последствиям для отрасли. По сравнению с 2008 г. не произошло падения объемов добычи, переработки и экспорта нефти по России в целом. В 2010 г. рост переработки и экспорта нефти продолжился (по добыче в целом по России данные из разных источников варьируются, а по отдельным компаниям наблюдаются как рост, так и стабильная добыча или небольшое падение).37

За 2011 год удалось добыть на 1,23% больше нефти, чем в 2010-м, или 511,4 млн. тонн, что является рекордным показателем со времен распада СССР. Из важных событий 2011 года отметим также систему налогообложения 60-66-90, новые проекты Транснефти и первое место в мире ОАО «Рос Нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность России 2010-2015 гг. — М.: INFOline, 2011. С.37. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. — М.: Институт энергетич. стратегии, 2009. С.95. Шпак О.С.1, Балянов А.Г., Кантор Е.А. Современные тенденции в добыче и переработке нефти в России // Нефтегазовое дело, 2011, № 4. С. 170. нефть» по добыче нефти. Стабильно высокие цены на нефть обеспечили отечественным нефтяным компаниям рост котировок и поддержали экономику.

500

300

100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Добыча нефти, млн тонн

Рис. 2.6. Динамика добычи нефти в РФ в период 2000-2011 гг.

Источник: ЦДУ ТЭК — .

В 2011 году за счет инвестиций в повышение нефтеотдачи удалось практически избежать снижения добычи на brownfield-месторождениях.

Среди компаний лидером по росту добычи нефти в абсолютном выражении стала Роснефть (122 млн. тонн, +2,4 млн. тонн), а в относительном Башнефть (15 млн. тонн, +6,4%).

Роснефть в 2011 году пополнила свою ресурсную базу за счет переданных ей вне конкурса месторождений в Охотском море и на арктическом шельфе, а по объемам добычи опередила на 1,6 млн. тонн бывшего мирового лидера — американскую компанию ExxonMobil (ее показатели снизились из-за военных действий в Ливии).

Однако, по общим объемам добычи нефтяного сырья и газового конденсата Роснефть пока отстает от ExxonMobil в 1,7 раза. Вместе с тем, НК Роснефть заключила соглашение о стратегическом партнерстве с ExxonMobil по разработке месторождений арктического шельфа. Кроме того, американская нефтяная компания будет участвовать в проектах на Черном море.

По прогнозам Минэнерго добыча нефти в 2012 году продолжит увеличиваться за счет разработки месторождений Восточной Сибири и улучшения технологий нефтеотдачи на существующих (табл. 2.6).

Однако российским нефтяным компаниям пока сложно преодолеть стагнацию из-за падения добычи в Западной Сибири.

Таблица 2.6

Инвестиционные проекты добычи и транспортировки нефти в 2011-2017 гг. Компания Проект Тип Capex, млрд. $ Год Роснефть Ванкор — стадия 2 Нефтяное мест. 12,3 2014 Роснефть Юрубчено-Тохомское Нефтяное мест. 1,9 2014 Транснефть Заполярье-Пурпе Нефтепровод 3,6 2015 Транснефть Юрубчено-Тохомское Нефтепровод 2,0 2014 Транснефть Пурпе-Самотлор Нефтепровод 1,5 2011 ТНК-ВР и Группа Мессояхских Нефтегазоносное Газпромнефть месторождений месторождение 12,0 2017 ТНК-ВР Верхнечонск Нефтяное мест. 4,0 2014

Источник: ЦДУ ТЭК — .

Многие российские компании, в том числе Роснефть, Лукойл, ТНК-ВР и Сургутнефтегаз, приняли программы разработки месторождений в Восточной Сибири. Основным драйвером роста добычи нефти стал Ванкор, где в 2012 году планируется добыть 18 млн. тонн, а в 2013 году — 25 млн тонн нефти. Основой инфраструктуры в этом регионе станет нефтепровод ЗаполярьеПурпе-Самотлор, первый участок которого (Пурпе-Самотлор) уже построен. Участок Заполярье-Пурпе будет закончен к 2015 году.

В целом динамика добычи в 2012 году будет зависеть от того, удастся ли нефтяникам удерживать добычу на brownfield-месторождениях, поскольку она растет недостаточно быстро в новых перспективных регионах Восточной Сибири и на Ямале.

В 2011 году правительство России взяло курс на модернизацию нефтеперерабатывающей отрасли, продукция которой по качеству сильно отстает от европейских стандартов. В сентябре 2011 г. правительство ввело новую схему расчета экспортных пошлин на сырую нефть, нефтепродукты и бензин, получившую название 60-66-90. По системе 60-66-90 экспортная пошлина на нефть снизится, пошлины на светлые и темные нефтепродукты сравняются и составят 66% от пошлины на нефть, заградительная пошлина на бензин сохранится. Цель нового режима — стимулирование инвестиций в переработку и производство более сложных нефтепродуктов.

Последствия от введения налоговой системы «60-66-90» для российских нефтяных компаний показаны в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Последствия от введения налогового режима «60-66-90», млн. долл. Компания EBITDA 2011 Дополнительные доходы % от EBITDA Татнефть 3 536 195 5,5 ТНК-ВР 14 008 638 4,6 Роснефть 22 579 874 3,9 Сургутнефтегаз 9 683 315 3,3 Газпромнефть 8 677 170 2,0 ЛУКОЙЛ 20 084 358 1,8 Башнефть 3 379 -180 — 5,3

Источник: Альфа-Банк .

Часть компаний, ориентированных на экспорт сырой нефти, выиграла от изменения налогообложения. В первую очередь это касается Роснефти, ЛУКОЙЛ, ТНК-BP и Сургутнефтегаз . Пострадали компании с развитой инфраструктурой по переработке нефти, и прежде всего, Башнефть (компания получила частичную компенсацию от правительства: 10 млрд. руб. за 5 лет, хотя запрашивала вдвое больше).

В июле 2011 года было подписано соглашение между 11 крупнейшими нефтегазовыми компаниями и госорганами о модернизации нефтеперерабатывающего комплекса России до 2020 года. Все произведенное на НПЗ топливо должно соответствовать стандарту Евро-5. Поскольку все российские НПЗ пока не в состоянии производить топливо такого качества, многие компании уже приняли масштабные инвестиционные программы, направленные на модернизацию сегмента нефтепереработки. Лукойл увеличит инвестиции на эти цели до 3 млрд. долл. в 2012 году. Башнефть утвердила схему развития нефтепереработки, по которой собирается инвестировать 35 млрд. руб. до 2016 года. Сургутнефтегаз только за 2010 год потратил на улучшение НПЗ в Киришах 20,8 млрд. руб., а в 2011 году эта сумма практически удвоилась, достигнув 40,6 млрд. руб.

Итак, при оценке перспектив развития нефтяного комплекса России необходимо учитывать следующие тенденции:

• истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и, следовательно, необходимость освоения нефтяных ресурсов континентального шельфа арктических и дальневосточных морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока;
• увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть, природный битум и другие) в структуре минерально-сырьевой базы нефтяного комплекса;
• расширенное вовлечение в эксплуатацию комплексных нефтегазовых месторождений сложнокомпонентного состава и связанная с этим необходимость утилизации попутного нефтяного газа, метана, гелия и газового конденсата;
• удорожание добычи и транспортировки углеводородов.

К числу основных проблем развития нефтяного комплекса относятся:

• нерациональное недропользование (низкий коэффициент извлечения нефти) и отсутствие комплексных технологий добычи и экономически эффективной утилизации углеводородов (сжигание попутного нефтяного газа);
• низкие инвестиционные возможности нефтяных компаний, обусловленные высокой налоговой нагрузкой на отрасль;
• наличие инфраструктурных ограничений для диверсификации экспортных поставок нефти;
• высокая степень монополизации рынков нефтепродуктов всероссийского, регионального и местного масштаба;
• высокий износ основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности;
• сохраняющееся низкое качество нефтепродуктов.

Глава 3. Фундаментальный анализ акций нефтегазового сектора

на примере ОАО «Роснефть»

3.1. Краткая характеристика ОАО «Роснефть»

ОАО «НК «Роснефть» — вертикально интегрированная компания, деятельность которой по геологоразведке и добыче нефти и газа, а также переработке, маркетингу и сбыту нефти, газа и нефтепродуктов осуществляется преимущественно в России. ОАО «НК «Роснефть» было образовано в результате преобразования государственного предприятия «Роснефть» в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации №971 от 29 сентября 1995 г. Общие сведения о компании приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Общие сведения об ОАО «НК«Роснефть» на 01.04.2011

Наименование реквизита Значение реквизита Фирменное наименование Открытое акционерное общество «Нефтяная (на русском языке) компания «Роснефть» (на английском языке) Rosneft Oil Company Адрес юридический 115035, Москва, Софийская набережная, 26/1 Адрес фактический 115035, Москва, Софийская набережная, 26/1 Телефон +7 (495) 777-44-22 Сайты организации www.rosneft.ru (на русском языке)

www.rosneft.com (на английском языке) Устав Утвержден 19.06.2009; последняя редакция

устава согласована 10.06.2011 Уставный капитал 105 981 778,17 руб. разделен на 10 598 177

817 штук обыкновенных именных бездоку ментарных акций номинальной стоимостью

1 (одна) копейка каждая Лицензии 565 лицензий на геологическое изучение,

разведку и добычу углеводородного сырья Подразделения кредитной организации Филиалы всего: 1 в Российской Федерации Представительства всего: 12, из них 2 за рубежом Структура управления Высший орган управления Общее собрание акционеров Орган управления от имени акционеров Совет директоров общества Единоличный исполнительный орган Президент общества Коллегиальный исполнительный орган Правление общества

Источник: Устав ОАО «НК «Роснефть»

С момента основания компания существенно расширилась посредством естественного роста, консолидации, приобретения других компаний и развития новых направлений деятельности. Роснефть является лидером нефтяной отрасли РФ по размеру нефтяных запасов, объему добычи и переработки нефти и ведет деятельность во всех ключевых регионах страны.

Роснефть является одной из крупнейших среди публичных компаний нефтегазового рынка по размеру доказанных запасов нефти, которые по состоянию на 31 декабря 2011 г. составляли 23,35 млрд. барр. нефтяного эквивалента, включая 18,35 млрд. барр. нефти и 850 млрд. куб.м. газа по классификации PRMS (Приложение 5).

Добыча нефти компании, включая долю зависимых компаний, составляет 2,40 млн. барр. в сутки (в среднем, в четвёртом квартале 2011 года), добыча природного и попутного газа компании, составляет более 3,53 млрд. куб. м. за квартал (в четвёртом квартале 2011 года).

Роснефть осуществляет добычу нефти силами двенадцати дочерних предприятий, осуществляющих добычу нефти в Западной Сибири, Восточной Сибири, Тимано-Печоре, Центральной России, в южной части Европейской части России и на Дальнем Востоке. Компания также имеет 20% долю в проекте Сахалин-1, консолидируемую в отчетность Роснефти по пропорциональному методу. Дополнительно Роснефть осуществляет добычу нефти и газа силами четырех добывающих совместных предприятий, учитываемых по методу участия в капитале (Томскнефть – 50,0%, Удмуртнефть – 49,5%, Полярное Сияние – 50,0%, Верхнечонскнефтегаз – 25,94%).38

Роснефть перерабатывает часть объема добытой нефти на семи нефтеперерабатывающих предприятиях на территории РФ с общей проектной мощностью 1,0 млн. барр. в сутки. Общий объем переработки нефтеперерабатывающих предприятий компании составил 1,0 млн. барр. в сутки (в сред ОАО «НК «Роснефть» — htpp:/ www.rosneft.ru/ нем, за четвёртый квартал 2011 г.), что составляет 48% общего объема добычи компании. Текущая загрузка нефтеперерабатывающих мощностей компании близка к 100% ее мощностей. Оставшийся объем добытой нефти направляется, в основном, на экспорт в страны Европы, Азии и СНГ.

В мае 2011 года Роснефть приобрела 50% доли в совместном предприятии Ruhr Oel GmbH, которое владеет четырьмя нефтеперерабатывающими заводами в Германии: Gelsenkirchen, MiRO, Bayernoil и PCK Schwedt. Мощность переработки СП Ruhr Oel GmbH составляет около 465 000 бар. в сутки. Мощность нефтехимической переработки на заводе Gelsenkirchen составляет 3,9 млн. тонн в год.

Роснефть реализует часть произведенных нефтепродуктов в России оптом и через собственную розничную сеть, которая включает около 1 700 станций обслуживания в 41 регионе страны (1 800 станций с учетом АЗС по договорам франчайзинга).

Другая часть произведенных нефтепродуктов (в основном, мазут, прямогонный бензин и дизельное топливо) направляется на экспорт в страны Европы, Азии и СНГ. Нефтепродукты, произведенные немецкими заводами, реализуются в странах Европы.

Финансовые и операционные показатели компании в 2009-2011 гг. представлены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Финансовые и операционные показатели ОАО «НК «Роснефть» в 2009-2011 гг.

Показатели 2009 2010 2011 2011/2010 Финансовые результаты: Выручка, млн. долл. 46 826 63 047 91 975 1,46 EBITDA, млн. долл. 13 565 19 203 22 022 1,17 Чистая прибыль, млн. долл. 6 514 10 400 12 452 1,20 Капитальные затраты, млн. долл. 7 252 8 931 13 246 1,48 Свободный денежный поток, млн. долл. 3 443 5 839 2 338 0,40 Чистый долг, млн. долл. 18 489 13 662 15 864 1,16 Операционные результаты: Добыча нефти, тыс. барр. в сутки 2 182 2 322 2 380 1,02 Добыча газа, млрд. куб. м 12,68 12,34 12,79 1,04 Добыча углеводородов, тыс. барр. нефтяного эквивалента в сутки 2 386 2 521 2 586 1,03 Производство нефтепродуктов в России, млн. тонн 47,06 47,89 48,08 1,004

Источник: консолидированная финансовая отчетность ОАО «Роснефть» за 2011 год

Динамика основных показателей в 2007-2011 гг. показана на рис. 3.1.

Рис. 3.1 Динамика основных показателей Роснефть в 2007-2011 гг.

80

$ млрд.

20

2007 2008 2009 2010 2011

Выручка EBITDA Чистая прибыль

Источник: составлено по данным таблицы 3.2.

Обыкновенные акции ОАО «НК «Роснефть» в июле 2006 г. начали обращаться на российских организованных рынках ценных бумаг. В настоящее время обыкновенные акции ОАО «НК «Роснефть» включены в котировальные списки «Б» ОАО «РТС» и ЗАО «ФБ «ММВБ» и торгуются под тикером ROSN на обеих биржах.

Глобальные депозитарные расписки (ГДР) ОАО «НК «Роснефть» в июле 2006 г. были включены в Основной список ценных бумаг Управления по листингу Великобритании. В настоящее время ГДР обращаются на основной площадке Лондонской фондовой биржи под тикером ROSN.

После регистрации Федеральной службой по финансовым рынкам Проспекта ценных бумаг ОАО «НК «Роснефть», осуществленной 28 марта 2006 года, компания обязана раскрывать информацию на рынке ценных бумаг в соответствии с требованиями Федерального закона «О рынке ценных бумаг» и Положения о раскрытии информации эмитентами эмиссионных ценных бумаг.39

Роснефть имеет рейтинги инвестиционного уровня от трех ведущих международных рейтинговых агентств: Moody’s (Baa1), Fitch (ВВВ-), S&P (BВВ-).

Увеличение рейтингов компании приводит к снижению стоимости заемного капитала.

Роснефть в 2011 году показала впечатляющий рост производственных показателей. Добыча нефти выросла в абсолютном выражении на 2,4 млн. тонн, что является лучшим показателем в секторе. В этом году «Роснефть» опережала собственные планы по росту добычи нефти и в 2012 году такая тенденция может продолжиться.

Доказанные запасы ресурсов компании представлены в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Доказанные запасы ресурсов ОАО «НК «Роснефть» в 2008-2011 гг.

Показатели 2008 2009 2010 2011 Доказанные запасы углеводородов,

22 307 22 858 22 764 23 352 млн. барр. нефт. эквивалента Доказанные запасы газа, млрд. куб. м 199 207 247 566 Доказанные запасы нефти, млн. тонн 2 421 2 483 2 487 2 510 Добыча нефти, млн. тонн 110,1 112,8 119,6 122,0 Обеспеченность запасами нефти, лет 22,0 22,0 20,8 20,6

Источник: годовой отчет ОАО «Роснефть» за 2011 год

Лицензионный пакет «Роснефти» за 2011 год увеличился на 21 лицензию. При этом компанией было открыто четыре новых месторождения и 20 залежей. Обеспеченность компании запасами нефти составила 21 год, и это третий показатель в отрасли после Сургутнефтегаза и Татнефти.

Роснефть располагает уникальными возможностями для наращивания своей ресурсной базы за счет реализации новых проектов в Восточной Сибири, на шельфе Охотского моря и арктическом шельфе. Согласно отчету ауди утверждено Приказом Федеральной службы по финансовым рынкам от 10.10.2006 г. №06-117/пз-н. торской компании DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2011 года средняя оценка перспективных извлекаемых ресурсов проектам Роснефти составила 5,5 млрд. т нефти (40,5 млрд. барр.) и 1,7 трлн. куб. м газа (без учета ресурсов участков на шельфе Арктики).40

В 2011 году государство передало Роснефти без конкурса первый, второй и третий блоки Восточно-Приновоземельского месторождения в Карском море (планируется разрабатывать совместно с ExxonMobil), а также Южно-Русский участок на шельфе Печорского моря. Ресурсы перечисленных участков оцениваются в 21,5 млрд. т нефтяного эквивалента.

Кроме того, в 2011 году Роснефть, как государственная компания, получила дополнительные участки на шельфе вне конкурса и по низкой цене в расчете на баррель запасов. На шельфе Охотского моря Роснефть получила пять участков: Магадан-1 (442,1 млн. тонн н.э.), Магадан-2 (340,1 млн. тонн н.э.), Магадан-3 (136,6 млн. тонн н.э.), Лисянский (614,6 млн. тонн н.э.) и Кашеваровский (399,6 млн. тонн н.э.).

Общий объем перспективных запасов достигает 1933 млн. тонн нефтяного эквивалента. Суммарный платеж за эти участки составил 27 млн. долл. (0,1 долл. за баррель перспективных запасов).

Объем переработки на НПЗ увеличился на 14,7%, до 57,9 млн. т, продажи топлива на внутреннем рынке — на 4,6%, до 24 млн. т, а розничные продажи — на 18,3%, до 6,3 млн. т. В 2012 году «Роснефть» намерена увеличить объем первичной переработки нефти на заводах до 64,6 млн. т, а также доли производства бензинов и дизельного топлива, соответствующих стандартам Евро-3 и Евро-4. В части модернизации НПЗ госкомпанией предусмотрено строительство 47 новых установок, а также реконструкция десяти установок. Цель программы — переход с 2015 года на выпуск моторных топлив, соответствующих стандарту Евро-5, и увеличение глубины переработки в целом по предприятиям компании до 88,5%.

Общая сумма капвложений в 2011 году составила 420 млрд. руб. При этом инвестиции в нефтепереработку (без учета приобретений доли в активах

ОАО «НК «Роснефть» — htpp:/ www.rosneft.ru/ НПЗ Германии), в основном направленные на решение задач модернизации НПЗ, составили в 2011 году около 96 млрд. руб. План по капвложениям на 2012 год — около 567 млрд. руб., что составляет около 16 млрд. долл., а в 2013-2015 годах капвложения достигнут 54 млрд. долл. или 18 млрд. в год.

В начале 2012 года Роснефть и ExxonMobil подписали ряд соглашений, предполагающих совместное осуществление проектов в области геологоразведки и освоения месторождений нефти и газа в России, а также обмен технологиями и опытом. Данные соглашения обеспечивают основу работы совместных предприятий, создаваемых с целью освоения участков недр в Карском и Черном морях, и регулируют порядок осуществления партнерами инвестиций в проекты на российском шельфе с оценочной стоимостью первоначального этапа геологоразведочных работ более 3,2 млрд. долл.

ОАО «НК «Роснефть» (через свою дочернюю компанию Neftegaz Holding America Limited) заключила отдельный пакет соглашений о приобретении 30%-й доли ExxonMobil в участке Ла Эскалера Дэлавэрского нефтегазоносного бассейна в Западном Техасе (США), а также получила право приобрести 30%-ю долю в принадлежащих ExxonMobil 20 участках в Мексиканском заливе — одном из крупнейших в мире нефтегазоносных бассейнов.

Кроме того, дочерняя компания «Роснефти» в Канаде RN Cardium Oil Inc. получила 30% от доли ExxonMobil в участке Харматтан пласта Кардиум на территории Западно-Канадского бассейна в провинции Альберта (Канада).

Пласт Кардиум является одним из наиболее востребованных перспективных активов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Реализация этого проекта может стать источником технологий разработки нетрадиционных пластов в российских условиях.

Совместный Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок (ARC), созданный в г. Санкт-Петербурге, будет выполнять полный цикл научно-проектных работ по освоению шельфовых месторождений. В его рамках предусмотрена Служба по предупреждению и предотвращению чрезвычайных ситуаций на шельфе.41

Новые подходы Правительства РФ к системе налогообложения усиливают стимулы для совместной работы компаний на шельфе.

Стратегия развития Роснефти до 2030 года предусматривает: увеличение капитализации компании до 200 млрд. долл. (текущая — около 76 млрд.); увеличение добычи нефти вдвое, капитальных расходов до 120 млрд. долл.; модернизацию своих нефтеперерабатывающих заводов и увеличение выпуска топлива, а также расширение сети заправок. Модернизация российских НПЗ компании позволит увеличить их стоимость на 21 млрд. долл. К 2015 году производство нефтепродуктов составит 59 млн. т, из которых 75% светлые нефтепродукты. Продажи бензина внутри страны достигнут 7,9 млн. т, а экспорт — 2,4 млн. т; дизтоплива — 9,3 млн. и 14,4 млн. т соответственно.

Компания планирует избирательно подходить к переработке нефтяного сырья за рубежом, чтобы получить синергию нефтепереработки с поставками нефти, а также доступ к растущим рынкам. Три уже реализуемых проекта это расширение ориентированного на экспорт Туапсинского НПЗ, доступ к европейским рынкам и лучшим практикам управления за счет доли в Ruhr Oel GmbH, а также к быстрорастущему рынку Китая путем участия в Тяньцзинском НПЗ. В целом, переработка нефти за рубежом неэффективна с точки зрения финансовых результатов. Так, средневзвешенная маржа переработки на российских заводах к 2015 году может вырасти до 22 долл. за баррель (в 2011 году около 15 долл.).

Для сравнения: средняя маржа НПЗ в Евросоюзе в 2007-2010 годах составляла всего 4-6 долл. за баррель.

Стратегия развития Роснефти до 2030 года предусматривает увеличение производства нефтехимической продукции до 4 млн. тонн с ориентацией на рынки Китая и Турции, в том числе за счет увеличения доли полимеров.

ОАО «НК «Роснефть» — htpp:/ www.rosneft.ru/ Роснефть рассчитывает, что к 2020 году ее розничная сеть станет более доходной и более качественной.42

Тем не менее, в настоящее время компания Роснефть является недооцененной рынком, причем для ее активного развития нет серьезных препятствий в силу ее привилегированного положения на рынке.

3.2. Финансовый анализ деятельности ОАО «Роснефть»

Основными факторами, определившими финансовые результаты операционной деятельности Роснефти за рассматриваемый период, являются:

• изменение цен на нефть, нефтепродукты и газ;
• обменный курс рубля к доллару США и темпы инфляции;
• налогообложение, включая изменение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортных пошлин;
• изменение транспортных тарифов естественных монополий (тарифов на трубопроводный и железнодорожный транспорт);
• изменение объема добычи нефти, газа и производства нефтепродуктов.

Изменение цен, таможенных пошлин и транспортных тарифов может оказать существенное влияние на выбор компанией номенклатуры производимой продукции и маршрутов поставок, обеспечивающих максимальные цены Netback на нефть, добываемую компанией.

Мировые цены на нефть подвержены серьезным колебаниям, которые обусловлены балансом спроса и предложения нефти в мире и прочими факторами. Сырая нефть Роснефти, продаваемая на экспорт, смешивается в системе нефтепроводов Транснефти с нефтью разного качества от других производителей. Торговля образующей смесью «Юралс» ведется со скидкой к марке «Брент». На нефть, экспортируемую по ВСТО, устанавливается специальная цена, которая привязана к котировке цены на нефть «Дубай».

Определение внутренних рыночных цен на нефть составляет сложность, в основном, вследствие существенных внутригрупповых продаж меж ОАО «НК «Роснефть» — htpp:/ www.rosneft.ru/ ду сегментами «Геологоразведка и добыча» и «Переработка, маркетинг и сбыт» вертикально интегрированных нефтяных компаний, которые составляют примерно 90% от суточной добычи нефти в России и 85% от общего объема переработки нефти. Кроме того, цены на нефть в России могут существенно отличаться от экспортных нет-бэков вследствие сезонного превышения предложения над спросом и региональных дисбалансов.

Мировые и внутренние рыночные цены на нефтепродукты в первую очередь обусловлены мировым уровнем цен на нефть, уровнем спроса и предложения на рынке нефтепродуктов и уровнем конкуренции на различных рынках. Динамика цен на разные нефтепродукты различна.

Изменение курса доллара США к рублю и темпы инфляции в Российской Федерации оказывают существенное влияние на результаты деятельности компании в связи с тем, что значительная часть выручки от продажи нефти и нефтепродуктов выражена в долларах США, в то время как бóльшая часть расходов выражена в российских рублях. Обесценение рубля в реальном выражении оказывает позитивное влияние на операционную прибыль компании, укрепление рубля приводит к противоположному эффекту.

В соответствии с изменениями налогового законодательства, введенными в действие с декабря 2010 года, ставки акцизов увеличены и дифференцированы в соответствии с требованиями, предъявляемыми к качеству топлива. Роснефть выплачивает значительную часть налогов и экспортных таможенных пошлин по отношению к выручке, как следует из табл. 3.4.

Таблица 3.4

Эффективная налоговая нагрузка ОАО «НК«Роснефть» в 2009-2011 гг.

Показатели 2009 2010 2011 2011/2010 Выручка, млн. долл. 46 826 63 047 91 975 1,46 Всего налоги*, млн. долл. 22 192 30 307 46 910 1,55 Эффективная налоговая нагрузка, % 47,4 48,1 51,0 1,06

* экспортные таможенные пошлины, НДПИ, акцизы, налог на прибыль и прочие налоги

Источник: консолидированная финансовая отчетность ОАО «Роснефть» за 2011 год

Налоговый кодекс РФ предусматривает применение пониженной или нулевой ставки НДПИ для определенных месторождений. В 2011, 2010 и 2009 годах на платежи по НДПИ и экспортным пошлинам приходилось, соответственно, приблизительно 44,5%, 40,9% и 39,8% всего объёма выручки.

Роснефть осуществляет транспортировку большей части добываемой нефти и транспортировку производимых нефтепродуктов через систему магистральных трубопроводов, владельцем и оператором которых является государственная естественная монополия Транснефть (Приложение 6).

В табл. 3.5 представлены данные о прибылях и убытках компании.

Таблица 3.5

Прибыли и убытки ОАО «НК«Роснефть» в 2009-2011 гг., млн. долл.

Показатели 2009 2010 2011 2011/2010 Выручка от реализации: Реализация нефти и газа 24 820 34 767 47 417 1,36 Реализация нефтепродуктов и продуктов нефтехимии 20 736 26 660 43 020 1,61 Вспомогательные услуги и прочая реализация 1 270 1 620 1 538 0,95 Итого выручка 46 826 63 047 91 975 1,46 Затраты и расходы Производственные и операционные 4 024 4 792 6 540 1,37 Стоимость приобретенной нефти, газа и нефтепродуктов 1 890 2 386 10 058 1,26 Общехозяйственные и административные 1 416 1 584 1 785 1,13 Расходы на транспортировку 5 414 6 980 7 329 1,05 Затраты на разведку запасов 325 439 448 1,02 Износ, истощение, амортизация 4 350 5 597 5 996 1,07 Прирост обязательств, связанных с выбытием активов 87 107 146 1,36 Налоги (кроме налога на прибыль) 8 061 10 920 16 911 1,55 Экспортная пошлина 12 131 16 743 26 882 1,61 Итого затраты и расходы 37 698 49 548 76 095 1,54 Операционная прибыль 9 128 13 499 15 880 1,18 Прочие доходы (расходы) -609 -183 -174 0,95 Прибыль до налогообложения 8 519 13 316 15 706 1,18 Налог на прибыль 2 000 2 644 3 117 1,18 Чистая прибыль 6 519 10 672 12 589 1,18 Чистая прибыль Роснефти 6 514 10 400 12 452 1,20 Совокупный доход 6 532 10 402 12 505 1,20

* экспортные таможенные пошлины, НДПИ, акцизы, налог на прибыль и прочие налоги

Источник: консолидированная финансовая отчетность ОАО «Роснефть» за 2011 год

Рост выручки за 2011 год по сравнению с 2010 годом составил 45,9%, что было вызвано значительным ростом цен на нефть и нефтепродукты, а также ростом объемов реализации. Так, мировая цена нефти Urals выросла на 39,4%, а мировые цены на дизельное топливо и мазут выросли на 39,1% и 37,7% соответственно. Рост объемов реализации на 9,2% был обусловлен увеличением объемов добычи и переработки нефти. За 2010 год выручка от реализации составила 63 047 млн. долл. США, увеличившись на 34,6% по сравнению с 2009 годом, что было вызвано значительным ростом цен на нефть и нефтепродукты, а также ростом объемов реализации.

Компания проводит закупки нефти в основном у зависимых обществ с целью ее переработки на собственных НПЗ. Роснефть также осуществляет сделки по обмену нефтью для проведения схем замещения с целью оптимизации транспортных расходов при поставках нефти на НПЗ.

Общехозяйственные и административные расходы компании составили 1785 млн. долл. США за 2011 год по сравнению с 1584 млн. долл. США за 2010 год. Увеличение показателя было вызвано ростом расходов на аудиторские и консультационные услуги и на рекламу.

За 2011 год транспортные расходы компании увеличились до 7329 млн. долл. США или на 5,0% по сравнению с 2010 годом. Это произошло в результате роста транспортных тарифов, увеличения объемов транспортировки нефти Ванкора в Китай, а также начала транспортировки нефти на заводы Ruhr Oel GmbH, что было частично скомпенсировано замещением железнодорожных поставок нефти в Китай поставками трубопроводным транспортом. За 2010 год транспортные расходы Роснефти увеличились до 6980 млн. долл. США, или на 28,9% по сравнению с 2009 годом, что произошло в результате увеличения объемов транспортировки нефти за счет роста добычи на Ванкоре и роста тарифов естественных монополий на 13,2% (на 27,4% в долларовом выражении).

В 2011 году расходы на разведку запасов нефти и газа увеличились на 2,1% по сравнению с 2010 годом. Эти затраты выросли в результате увеличения объемов списания затрат по сухим скважинам и роста объемов прочих геологоразведочных работ.

За 2011 год налоги, за исключением налога на прибыль, увеличились на 54,9% и составили 16911 млн. долл. США по сравнению с 2010 годом. Увеличение, в основном, вызвано ростом ставки НДПИ на 49,8% в связи с увеличением цены нефти.

Учитывая вышеперечисленные факторы, за 2011 год операционная прибыль увеличилась на 17,6% по сравнению с 2010 годом, и составила 15880 млн. долл. США по сравнению с 13 499 млн. долл. США в 2010 году. В процентном отношении к выручке операционная прибыль составила 17,3% в 2011 году и 21,4% в 2010 году. Операционная прибыль до налогов, кроме налога на прибыль и экспортной пошлины, в процентном отношении к выручке составила в 2011 и 2010 гг., соответственно, 64,9% и 65,3%.

Прочие расходы, нетто, в основном включают затраты социального характера и списание торговой и прочей дебиторской и кредиторской задолженности. В 2011 году прочие расходы, нетто, составили 260 млн. долл. США, в аналогичном периоде 2010 года были получены убытки в сумме 120 млн. долл. США. Убыток в 2011 году был получен, в основном, в связи c единовременным начислением во втором квартале 2011 года значительной суммы расходов по договорам с регионами и расходами на благотворительность.

Налог на прибыль исчисляется исходя из налогооблагаемой прибыли каждой компании, входящей в группу «Роснефть», рассчитанной в соответствии с Налоговым кодексом РФ. Эффективная ставка по налогу на прибыль Роснефти по ГААП США составила в 2011 и 2010 гг. 20%, в 2009 г. — 23%.

В результате чистая прибыль увеличилась в 2011 году на 19,7% до 12452 млн. долл. США с 10400 млн. долл. США в 2010 году. Доля чистой прибыли в выручке составила 13,5% и 16,5% в 2011 и 2010 гг. соответственно. В 2009 году чистая прибыль составила 6514 млн. долл. США.

Показатели движения денежных средств ОАО «НК «Роснефть» в 20092011 гг. представлены в табл. 3.6.

Таблица 3.6

Движение денежных средств ОАО «НК«Роснефть» в 2009-2011 гг.

Показатели 2009 2010 2011 2011/2010 Чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, млн. долл. 10 319 15 172 15 749 1,04 Чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности, 8 788 12 439 13 606 1,09 млн. долл.

Чистые денежные средства, использованные в финансовой деятельности, млн.долл. 877 558 988 1,77

Источник: консолидированная финансовая отчетность ОАО «Роснефть» за 2011 год

Скорректированные чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, составили 15838 млн. долл. США в 2011 году (корректировка на отток денежных средств от операций с ценными бумагами в размере 89 млн. долл. США) по сравнению с 14910 млн. долл. США (корректировка на приток денежных средств от операций с ценными бумагами в размере 262 млн. долл. США) в 2010 году. Рост чистых денежных средств от операционной деятельности, в основном, объясняется увеличением чистой прибыли на 18,0% .

Чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности, составили 13606 млн. долл. США за 2011 год и 12439 млн. долл. США за 2010 год, что объясняется увеличением затрат по капитальному строительству, а также приобретении дополнительных долей в дочерних и зависимых обществах.

Чистые денежные средства, использованные в финансовой деятельности, составили 988 млн. долл. США в 2011 году, по сравнению с 558 млн. долл. США в 2010 году. Рост денежных средств в финансовой деятельности в основном объясняется получением долгосрочного синдицированного мультивалютного кредита от группы иностранных банков в размере 2,0 млрд. долл. США и кредита на покупку оборудования в размере 0,5 млрд. долл. США.

Расчет чистого долга ОАО «НК «Роснефть» приведен в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Расчет чистого долга ОАО «НК«Роснефть» в 2009-2011 гг., млн. долл. США

Показатели 2009 2010 2011 2011/2010 Краткосрочные кредиты 6 056 5 498 4 734 0,86 Долгосрочные кредиты 18 271 18 058 18 557 1,03 Итого задолженность 24 327 23 555 23 291 0,99 Деньги и денежные эквиваленты 3 286 4 154 5 172 1,25 Банковские краткосрочные депозиты 1 170 1 321 275 0,21 Структурированные депозиты 2 485 3 791 979 0,26 Краткосрочные векселя и прочие ликвидные краткосрочные бумаги 582 627 1 001 1,60 Скорректированный чистый долг 16 804 13 662 15 864 1,16

Источник: консолидированная финансовая отчетность ОАО «Роснефть» за 2011 год

В основном, долгосрочные кредиты обеспечены уступкой кредитору прав требования в отношении выручки по экспортным контрактам на поставку сырой нефти.

Ключевые показатели деятельности ОАО «НК«Роснефть», а также другие существенные финансовые коэффициенты, представлены в табл. 3.8.

Таблица 3.8

Ключевые показатели деятельности ОАО «НК«Роснефть» в 2009-2011 гг.

Показатели 2009 2010 2011 2011/2010 EBITDA, млн. долл. 13 565 19 203 22 022 1,15 Выручка от реализации, млн. долл. 46 826 63 047 91 975 1,46 Маржа EBITDA, % 29,0 30,5 23,9 0,78 Чистая прибыль, млн. долл. 6 519 10 672 12 589 1,18 Скорректир. маржа чистой прибыли, % 13,8 16,6 13,5 0,81 Отношение чистого долга к задействованному капиталу 0,29 0,20 0,19 0,95 Отношение чистого долга к скорректированной EBITDA, в годовом выражении 1,36 0,71 0,36 0,51

Оборотные активы, млн. долл. 15 169 23 043 25 642 1,11 Краткосрочные обязательства, млн. долл. 13 443 11 693 12 993 1,11 Коэффициент ликвидности 1,13 1,97 1,97 1,00 Акционерный капитал, млн. долл. 44 831 54 535 65 761 1,21 Собственный капитал, млн. долл. 45 537 55 504 66 802 1,20 Ср. собственный капитал 42 568 50 521 61 153 1,21 Доходность на ср. собств. капитал (ROAE) 15,2% 20,7% 20,2% 0,98

Источник: консолидированная финансовая отчетность ОАО «Роснефть» за 2011 год

Из данных табл. 3.8 следует, что в 2009-2011 гг. коэффициент ликвидности баланса компании увеличился с 1,13 в 2009 г. до 1,97 в 2011 г.

Важными показателями эффективности деятельности компании являются коэффициенты «на производственную единицу», рассчитываемые путем делением суммы соответствующих показателей в долл. США на объем добычи (в млн. барр. или млн. барр. нефтяного эквивалента43), без учета запасов (табл. 3.9).

Для пересчета тонн в баррели применяется коэффициент 7,315. Для пересчета 1000 кубических метров газа в баррели нефтяного эквивалента используется коэффициент 5,883.

Таблица 3.9 Коэффициенты «на производственную единицу» ОАО «НК«Роснефть» в 2009-2011 гг.

Показатели 2009 2010 2011 2011/2010 EBITDA в расчете на баррель нефти 18,63 24,65 27,67 1,12 Капитальные расходы на разведку и добычу в расчете на баррель нефти 8,06 8,14 10,27 1,26 Операционные затраты на добычу в расчете на баррель нефти 2,57 2,83 3,07 1,08 Скорректированный свободный денежный поток в расчете на баррель нефти 4,73 7,49 4,73 0,63 EBITDA в расчете на баррель нефт. эквив. 17,00 22,66 25,42 1,12 Капитальные расходы на разведку и добычу в расчете на баррель нефт. эквив. 7,35 7,48 9,43 1,26 Операционные затраты на добычу в расчете на баррель нефтяного эквивалента 2,34 2,61 2,82 1,08 Скорректированный свободный денежный поток в расчете на баррель нефт. эквив. 4,32 6,89 2,70 0,39

Показатель «EBITDA на баррель» в исследуемом периоде постоянно увеличивались: с 18,63 в 2009 г. до 24,65 в 2010 г. и до 27,67 в 2011 г.

«Операционные расходы по добыче нефти и газа на баррель» и «операционные расходы по добыче нефти и газа на баррель нефтяного эквивалента» увеличились в 2011 г. на 8% по сравнению с 2010 г.

Увеличение этих показателей свидетельствует о повышении эффективности деятельности ОАО «НК «Роснефть» в период 2009-2011 гг.

3.3. Оценка справедливой стоимости акций ОАО «Роснефть»

При проведении оценки рыночной стоимости акций компании обычно применяют три основных общепринятых подхода: сравнительный (рыночный) подход, доходный подход и затратный подход.

Сравнительный (рыночный) подход основан на текущем состоянии фондового рынка и информации о сделках с акциями предприятий данной отрасли. Сравнительный подход традиционно является ключевым для определения стоимости акций компании при наличии достаточного объема рыночной информации. В рамках сравнительного подхода был использован основной метод – рыночной капитализации.

Таблица 3.10 Оценка стоимости акций ОАО «НК «Роснефть» методом рыночной капитализации

Показатели Min Max Интервал цены обыкновенных акций, долл. 5,85 7,85 Кол-во размещенных акций, шт. 9 492 174 000 9 492 174 000 Mcap, млн. долл. 55 529 74 514 Чистый долг (на 31.12.2011), млн. долл. 15 864 15 864 Доля меньшинства, млн. долл. 1 860 1 860 EV, млн. долл. 73 253 92 238 Справедливая цена обыкновенных акций, долл. 7,72 9,72 Потенциал роста/падения, % 24,2 -19,2

Цена акции ОАО «НК «Роснефть» была определена как средневзвешенная по объему торгов котировка на ММВБ и ЛФБ за последние 6 месяцев до даты оценки и составила 6,92 долл. В рамках сравнительного подхода был также использован метод компаний-аналогов.

Для определения стоимости компании, в качестве аналогов были приняты крупнейшие публично торгующиеся компании – ЛУКОЙЛ, Татнефть, Сургутнефтегаз, Conoco Philips, Exxon Mobile, Petrochina, Royal Dutch Shell, Repsol, Maraphon и др.

Распределение компаний по мультипликаторам P/E и EV/Reserves показано на рис. 3.2.

EV/Reserves

* размер окружности пропорционален размеру EV компаний

Рис. 3.2. Распределение компаний по мультипликаторам P/E и EV/Reserves

Источник: Ист Кэпитал — http://www.eastkom.ru/Rosneft_rus.pdf

Положение компании Роснефть на рис. 3.2 указывает на значительные отличия рассчитанного для нее показателя P/E от аналогичного показателя для крупнейших западных нефтедобывающих компаний. Несколько выше этот показатель у компании Роснефть по сравнению и с другими российскими лидерами отрасли.

Сравнение российских и зарубежных нефтедобывающих компаний по мультипликатору EV/Reserves демонстрирует потенциал роста капитализации ОАО «НК «Роснефть» — не менее 40%.

Распределение компаний по мультипликаторам EV/Sales и EV/ Production показано на рис. 3.3.

EV/Production

* размер окружности пропорционален размеру EV компаний

Рис. 3.3. Распределение компаний по мультипликаторам EV/Sales и EV/ Production

Источник: Ист Кэпитал — http://www.eastkom.ru/Rosneft_rus.pdf

Сравнение компаний по мультипликатору EV/ Production демонстрирует потенциал роста капитализации ОАО «НК «Роснефть» не менее 40%.

Результаты определения стоимости компании ОАО «НК «Роснефть сравнительным подходом приведены в табл. 3.11.

Таблица 3.11 Оценка стоимости акций ОАО «НК «Роснефть» методом рыночной капитализации

Показатели Значение Мультипликатор EV/Sales 1,00 Мультипликатор P/E 9,02 Мультипликатор EV/ Production 170,1 Мультипликатор EV/Reserves 13,0 млн. долл. Стоимость компании (EV/Sales) 91 975 Стоимость компании (P/E) 12589 = 1,326 113 553 Стоимость компании (EV/ Production) 207 522 Стоимость компании (EV/Reserves) 303 576 Среднее значение EV 179 157 Чистый долг (на 31.12.2011), млн. долл. 15 864 Справедливая цена обыкновенных акций, долл. 18,8

Существующие различия в оценках можно объяснить следующим обеспеченность ресурсами ОАО «НК «Роснефть» является одной из самых высоких в мире. За счет освоения новых нефтяных месторождений, а также возможного значительного прироста добычи газа, обеспеченность компании запасами останется на текущем уровне, что говорит о долгосрочном потенциале роста добычи нефти и газа. Показатели мультипликаторов EV/Reserves (303,6 млрд. долл.), EV/Production (207,5 млрд. долл.), по нашему мнению, показывают верхнюю границу стоимости компании, исходя из ее ресурсного потенциала и перспектив его расширения.

Несмотря на противоречивые результаты оценки справедливой стоимости акций компании, полученные в рамках сравнительного подхода, по нашим оценкам, ОАО НК «Роснефть» обладает значительным потенциалом роста стоимости за счет одних из самых высоких объемов запасов в мире и высоких темпов роста добычи в среднесрочной перспективе.

По методу чистых активов, стоимость предприятия определяется как разность между активами и текущими обязательствами. Чистые активы — это величина, определяемая путем вычитания из суммы активов организации, принимаемых к расчету, суммы его обязательств, принимаемых к расчету. Проведение оценки с помощью методики чистых активов основывается на анализе финансовой отчетности компании.

Результаты определения стоимости акций компании ОАО «НК «Роснефть» методом чистых активов приведены в табл. 3.12.

Таблица 3.12

Оценка стоимости акций ОАО «НК «Роснефть» методом чистых активов

Показатели Значение (на 31.12.2011) Всего активов, млн. долл. 105 968 Всего краткосрочных обязательств, млн. долл. 12 993 Стоимость компании, млн. долл. 92 975 Кол-во акций в обращении, шт. 9 492 174 000 Справедливая цена обыкновенных акций, долл. 9,79

Рыночная стоимость ОАО «НК «Роснефть», рассчитанная методом чистых активов, с учетом данных баланса предприятия составляет 92 975 млн. долл., справедливая цена обыкновенной акции – 9,79 долл.

В рамках доходного подхода справедливая стоимость определяется с помощью модели дисконтированного денежного потока, где справедливая стоимость компании определяется как стоимость ее основной деятельности за вычетом долговых обязательств, обладающих приоритетом перед обыкновенными акциями. Стоимость основной деятельность компании равна приведенной стоимости ожидаемого в будущем свободного денежного потока. При этом стоимость бизнеса разбивается на два временных интервала — определенный прогнозный период и все последующее время. Таким образом, стоимость бизнеса определяется как сумма приведенной стоимости денежного потока на протяжении прогнозного периода, и приведенная стоимость денежного потока по завершении прогнозного периода, которая называется продленной стоимостью (continuing value).

Продленная стоимость определяется по следующей формуле:

NOPAT*(1-g)/RNNI

Continuing value = ————————————————————- WACC – g Где, NOPAT – чистая операционная прибыль за вычетом скорректированных налогов (в первый год после завершения прогнозного периода); RNNI (Return on net new investment) – приростная рентабельность нового инвестированного капитала (прогнозируется на уровне 14%), g – ожидаемые темпы роста (прогнозируется на уровне 3%).

Результаты определения стоимости акций компании ОАО «НК «Роснефть» с помощью модели DCF приведены в табл. 3.13.

Таблица 3.13

Модель дисконтированного денежного потока DCF SUMMARY Value of Operations 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 NOPAT 11,607 11,930 10,686 11,568 12,181 12,126 11,740 11,309 10,872 DD&A 5,877 5,377 5,662 5,867 6,076 6,299 6,472 6,629 6,778 Increase in Working Capital 4,892 -3,033 328 -667 -366 -141 0 17 20 CAPEX -13,802 -10,853 -10,564 -9,920 -10,544 -11,012 -11,099 -10,925 -10,776 Incr in other operating assets/liabilities 2,151 0 0 0 0 0 0 0 0 Free Cash Flow 10,725 3,421 6,112 6,848 7,346 7,272 7,113 7,030 6,894 PV of FCF 9,690 2,792 4,508 4,563 4,422 3,956 3,495 3,121 2,765 Continuing Value 101,228 PV of CV 36,687 Discount Factor 0.903 0.816 0.738 0.666 0.602 0.544 0.491 0.444 0.401 Operating Value 80,641

VALUE OF EQUITY Operating Value 80,641

Plus: Excess Marketable Securities 11,383 Plus: Financial Investments 6,452 Plus: Yurub-Takhomskoye field 2,787 Equals: Enterprise Value 101,263 Less: Debt 22,310 Less: Other Liability 3,865 Less: Minority Interest 990 Equal: Equity Value 74,098 Shares outstanding, mln 9,588.0 Fair value/share, $ 7.73 12-month target price, $ 8.55

Следует отметить, что ставка дисконтирования, применяемая к свободному денежному потоку, должна отражать альтернативные издержки всех источников капитала, взвешенные по относительному вкладу каждого в совокупный капитал компании. Результаты определения средневзвешенных затрат на капитал компании ОАО «НК «Роснефть» приведены в табл. 3.14.

Таблица 3.14

Средневзвешенные затраты на капитал (WACC): компания Роснефть Beta 1.0 Risk free rate 4.90% Sovereign spread 0.00% Market premium 8.00% Company specific adj. -1.14% Adjusted ERP 6.86% Cost of Equity 11.8% Pre-tax cost 9.00% Marginal tax rate 20.00% Cost of Debt 7.2% Weights Equity Weight 76% Debt Weight 24% Total 100% WACC 10.7%

Применение различных подходов к оценке справедливой стоимости акций показало следующие результаты (табл. 3.15).

Таблица 3.15

Результаты применения различных подходов к оценке рыночной стоимости акций

Подход к оценке Рыночная стоимость Весовая доля, %

акции, долл. США Затратный подход (метод чистых активов) 9,79 0,25 Сравнительный подход (метод рыночной капитализации) 18,80 0,25 Доходный подход 8,55 0,50 Согласованная оценка 11,42 1,0

Для получения итоговой величины рыночной стоимости предприятия были проанализированы преимущества и недостатки использованных подходов к оценке бизнеса.

Метод дисконтированных денежных потоков (доходный подход) в наибольшей степени отражает интересы инвестора и позволяет учесть перспективы развития действующего бизнеса. Но во многом данные прогнозы умозрительны, поскольку значительное число переменных, участвующих в определении рыночной стоимости бизнеса, выбраны экспертным путем в недостаточно определенной рыночной обстановке.

Метод чистых активов (затратный подход) базируется на рыночной стоимости реальных активов предприятия.

В данном случае было принято решение о присвоении доходному подходу наибольшего веса. Таким образом, затратному и сравнительному подходу присваивается вес в размере 25%, а доходному – в размере 50%.

Исходя из присвоенных весов справедливая стоимость акции ОАО «НК «Роснефть» составляет 11,42 долл. США.

В 2012 году, по нашему мнению, крупнейшая российская нефтяная компания Роснефть останется наиболее устойчивой среди нефтяных компаний. Роснефть показывает самую низкую себестоимость добычи среди российских нефтяных компаний, продолжает наращивать производство нефти и имеет сбалансированную структуру активов, позволяющую ей перенаправлять потоки нефти в зависимости от конъюнктуры рынка. Компания будет увеличивать производство в среднесрочной перспективе, в том числе и за счет Ванкорского месторождения. Кроме того, Роснефть является основным бенефициаром нового налогового режима «60-66».

Выводы:

1. Ключевые финансовые показатели ОАО «НК «Роснефть» в период 2009-2011 гг. улучшились, коэффициент ликвидности баланса компании увеличился. Важными показателями эффективности деятельности компании являются коэффициенты «на производственную единицу». Увеличение этих показателей свидетельствует о повышении эффективности деятельности ОАО «НК «Роснефть» в период 2009-2011 гг.

2. Основными факторами, определившими финансовые результаты операционной деятельности Роснефти в 2009-2011 гг. являются: изменение цен на нефть, нефтепродукты и газ; обменный курс рубля к доллару США и темпы инфляции; налогообложение, включая изменение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортных пошлин; изменение транспортных тарифов естественных монополий (тарифов на трубопроводный и железнодорожный транспорт); изменение объема добычи нефти, газа и производства нефтепродуктов.

3. В настоящее время компания Роснефть является недооцененной рынком, причем для ее активного развития нет серьезных препятствий в силу ее привилегированного положения на рынке. Справедливая стоимость акции ОАО «НК «Роснефть» составляет 11,42 долл. США, предполагая потенциал роста около 70% к текущим уровням.

4. В 2012 году, по нашему мнению, крупнейшая российская нефтяная компания Роснефть останется наиболее устойчивой среди нефтяных компаний. Роснефть показывает самую низкую себестоимость добычи среди российских нефтяных компаний, продолжает наращивать производство нефти и имеет сбалансированную структуру активов, позволяющую ей перенаправлять потоки нефти в зависимости от конъюнктуры рынка. Компания будет увеличивать производство в среднесрочной перспективе, в том числе и за счет Ванкорского месторождения. Кроме того, Роснефть является основным бенефициаром нового налогового режима «60-66».

Заключение

Проведенное исследование теоретических и методологических основ фундаментального анализа ценных бумаг позволяет сделать ряд выводов:

— В фундаментальном анализе рассматриваются факторы, влияющие на курсовую стоимость ценной бумаги. Фундаментальный анализ призван ответить на вопрос, какую ценную бумагу следует купить или продать. Основа анализа состоит в изучении финансовой отчетности эмитента, расчете финансовых показателей, характеризующих его деятельность.

• Центральной частью фундаментального анализа является изучение экономического и финансового положения компании-эмитента. Финансовое состояние предприятия определяется с помощью анализа финансовой отчетности и расчета четырех групп финансовых коэффициентов: платежеспособности (ликвидности);
• финансовой устойчивости;
• деловой активности и рентабельности.

— Оценка акций (бизнеса) осуществляется с позиции трех подходов: доходного, затратного (имущественного), сравнительного (рыночного).

Каждый из подходов предполагает применение своих специфических методов и приемов, а также требует соблюдения особых условий, наличия достаточных факторов. Применение различных методов оценки позволяет в совокупности дать наиболее полную и достоверную оценку стоимости акций (компании).

• Оценка стоимости акций (активов) в нефтегазодобывающих отраслях относится к одной из самых специфичных и сложных. Это обусловлено двумя основными обстоятельствами: во-первых, нефтегазодобывающий имущественный комплекс состоит из трех связанных компонентов (права пользования недрами, геологическая информация, основные средства для осуществления добычи);
• во-вторых, нефтегазовые проекты являются многоэтапными и каждый этап обладает своими особенностями.

Обобщая особенности проведения фундаментального анализа российских компаний нефтегазового сектора, можно сделать следующие выводы:

— Фундаментально, с учетом прогнозного спроса и предложения цены на нефть и газ будут расти. Кроме факторов спроса и предложения существует еще ряд экономических факторов, которые в будущем могут оказать значительное влияние на уровень цен на нефть и газ.

• Существуют предпосылки для формирования нового механизма ценообразования на природный газ. Важнейшей предпосылкой является то условие, что газ является менее дефицитным товаром по сравнению с нефтью.

Для дальнейшего развития производства GTL и добычи сланцевого газа необходимо чтобы цена на газ в долгосрочной перспективе находилась в пределах нужного коридора цен, внутри которого производство жидких углеводородов и добыча сланцевого газа делается как минимум неубыточной. Верхняя граница коридора находится ниже цены на газ, рассчитываемой исходя из котировок нефти и нефтепродуктов минимум на 25%.

При оценке перспектив развития нефтяного комплекса России необходимо учитывать следующие тенденции:

• истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и, следовательно, необходимость освоения нефтяных ресурсов континентального шельфа арктических и дальневосточных морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока;
• увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть, природный битум и другие) в структуре минерально-сырьевой базы нефтяного комплекса;
• расширенное вовлечение в эксплуатацию комплексных нефтегазовых месторождений сложнокомпонентного состава и связанная с этим необходимость утилизации попутного нефтяного газа, метана, гелия и газового конденсата;
• удорожание добычи и транспортировки углеводородов.

К числу основных проблем развития нефтяного комплекса относятся:

• нерациональное недропользование (низкий коэффициент извлечения нефти) и отсутствие комплексных технологий добычи и экономически эффективной утилизации углеводородов (сжигание попутного нефтяного газа);
• низкие инвестиционные возможности нефтяных компаний, обусловленные высокой налоговой нагрузкой на отрасль;
• наличие инфраструктурных ограничений для диверсификации экспортных поставок нефти;
• высокая степень монополизации рынков нефтепродуктов всероссийского, регионального и местного масштаба;
• высокий износ основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности;
• сохраняющееся низкое качество нефтепродуктов.

Результаты финансового анализа деятельности ОАО «НК «Роснефть» позволили сделать следующие выводы:

— Ключевые финансовые показатели ОАО «НК «Роснефть» в период 2009-2011 гг. улучшились, коэффициент ликвидности баланса компании увеличился. Важными показателями эффективности деятельности компании являются коэффициенты «на производственную единицу». Увеличение этих показателей свидетельствует о повышении эффективности деятельности ОАО «НК «Роснефть» в период 2009-2011 гг.

• Основными факторами, определившими финансовые результаты операционной деятельности Роснефти в 2009-2011 гг. являются: изменение цен на нефть, нефтепродукты и газ;
• обменный курс рубля к доллару США и темпы инфляции;
• налогообложение, включая изменение налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортных пошлин;
• изменение транспортных тарифов естественных монополий (тарифов на трубопроводный и железнодорожный транспорт);
• изменение объема добычи нефти, газа и производства нефтепродуктов.

— В настоящее время компания Роснефть является недооцененной рынком, причем для ее активного развития нет серьезных препятствий в силу ее привилегированного положения на рынке. Справедливая стоимость акции ОАО «НК «Роснефть» составляет 11,42 долл. США.

— В 2012 году, по нашему мнению, крупнейшая российская нефтяная компания Роснефть останется наиболее устойчивой среди нефтяных компаний. Роснефть показывает самую низкую себестоимость добычи среди российских нефтяных компаний, продолжает наращивать производство нефти и имеет сбалансированную структуру активов, позволяющую ей перенаправлять потоки нефти в зависимости от конъюнктуры рынка. Компания будет увеличивать производство в среднесрочной перспективе, в том числе и за счет Ванкорского месторождения. Кроме того, Роснефть является основным бенефициаром нового налогового режима «60-66».

Список использованной литературы