Оценка вертикально интегрированной нефтяной компании доходным подходом по ее производственным показателям на примере ОАО <Сибнефть>

член Московского общества оценщиков менеджер информационно-аналитического управления ИФ <ОЛМА>

Веритикально интегрированные нефтяные компании (далее - ВИНК) выстроены по технологической цепочке <от разведки до бензоколонки>. Процесс производства ВИНК начинается с геологоразведки, бурения и эксплуатации скважин, включает добычу и переработку нефти и завершается реализацией нефтепродуктов, в том числе на экспорт. Типовая структура ВИНК включает буровые предприятия на основе управления буровых работ и разведочного бурения (УБР, УРБ), нефтегазодобывающие компании на базе нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), нефтеперерабатывающие предприятия (далее - НПЗ), а также сбытовые организации (см. рисунок).
Существуют следующие основные подходы к оценке ВИНК:

Затратный подход.
Метод накопления активов. При оценке данным методом стоимость компании равна рыночной стоимости активов предприятия за вычетом его обязательств. Основными активами ВИНК являются пакеты акций ее дочерних компаний.

Доходный подход.
    Метод дисконтирования денежных потоков (ДДП). Основан на расчете текущей стоимости денежных потоков компании в прогнозный и постпрогнозный период. Особенностью применения данного метода при оценке ВИНК является расчет денежных потоков исходя из консолидированной отчетности компании и ее производственных показателей.
    Метод доказанных запасов. Данный метод позволяет определить стоимость ВИНК с точки зрения будущей доходности от использования доказанных запасов нефти. Будущий чистый доход от использования доказанных запасов оп-
    ределяется исходя из постоянного ценового случая, т.е. отсутствия значительного изменения цен на нефть и газ, роста издержек или налогов относительно даты составления прогноза. Чистый доход определяется следующим образом:
    Суммарный доход (объем запасов нефти цену нефти + объем запасов газацену газа - транспортные издержки - экспортные и таможенные пошлины - портовые сборы - НДС и акцизы - специальные налоги) - суммарные затраты (операционные издержки, амортизация, затраты на восстановление, возобновление шахт и гидравлическое бурение, коммерческие и управленческие издержки, проценты, уплаченные по кредитам, и прочие затраты, например налоги).
    Далее чистый доход делится на количество лет, на которое хватит запасов, полученный таким образом годовой чистый доход дисконтируется.

Сравнительный подход.
Метод рынка капитала. Основан на рыночных ценах акций сходных компаний.
Метод сделок. Аналогичен методу рынка капитала, но анализируются реальные цены сделок с аналогичными компаниями в целом или с их контрольными пакетами акций.

МЕТОД ДИСКОНТИРОВАНИЯ ДЕНЕЖНЫХ ПОТОКОВ

В данной статье мы рассмотрим метод ДДП.
Последовательность применения метода дисконтированных денежных потоков выглядит следующим образом:

Выбор модели денежного потока.

Определение длительности прогнозного периода.

Анализ и прогноз валовой выручки от реализации.

Анализ и прогноз расходов.

Анализ и прогноз инвестиций.

Расчет величины денежного потока для каждого года прогнозного периода.

Определение ставки дисконтирования.

Расчет величины стоимости в постпрогнозный период.

Расчет текущих стоимостей будущих денежных потоков и стоимости в постпрогнозный период.

Внесение итоговых поправок.
Для составления прогноза расходов и доходов необходимо остановиться на описании механизма трансфертного ценообразования.
При трансфертном ценообразовании:

ВИНК покупает нефть у своих дочерних компаний (НГ) по так называемой внутрикорпоративной цене.

30-40% полученной нефти ВИНК реализует на экспорт.
    Оставшуюся нефть в виде давальческого сырья ВИНК поставляет на НПЗ с целью последующей реализации нефтепродуктов как на внутреннем рынке, так и на внешнем.
    Трансфертная цена устанавливается для минимизации налогообложения, но не ниже уровня затрат.
    Рассмотрим особенности применения метода дисконтированных денежных потоков для оценки ВИНК.
    Для составления прогнозов доходов в прогнозный период необходимо:

Составить прогноз добычи нефти.

Определить долю нефти, продаваемую на экспорт.

Составить прогноз по переработке нефти.

Определить глубину переработки нефти.

Определить долю нефтепродуктов, продаваемых на экспорт и на внутреннем рынке.
Издержки производства ВИНК, относящиеся на себестоимость:

Покупка нефти у нефтедобывающей <дочки>.

Оплата услуг ОАО <Транснефть> от узла учета до НПЗ.

Оплата услуг по нефтепереработке.

Оплата транспортных и сбытовых расходов, связанных с реализацией нефтепродуктов.
По экспортным операциям необходимо дополнительно учесть расходы на доставку и транспортировку нефти до пункта назначения.

ПРИМЕР ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ

    Рассмотрим применение приведенной выше методике на примере ОАО <Сибнефть>.
    Для оценки мы использовали материалы открытых источников. Консультации с менеджментом компании не проводились. Оценка проводилась с целью определения рыночной стоимости одной обыкновенной акции для целей купли/продажи.
    <Сибнефть> - региональная, но мощная и устойчивая вертикально- интегрированная нефтяная компания, занимающая по объему добычи и переработки 4-6-е место в России. Ее добывающей <дочкой> является Ноябрьскнефтегаз, а перерабатывающей - Омский НПЗ. Оба предприятия относятся к числу наиболее крупных и передовых в своих категориях. В частности, Омский НПЗ имеет наивысший в стране показатель глубины переработки нефти. Единственное слабое место компании - сбытовая сеть: в ее составе лишь одна сбытовая организация - Омскнефтепродукт, но даже на ее территории много АЗС конкурентов - ЮКОСа и Восточной нефтяной компании.
    Для построения денежных потоков Сибнефти мы использовали данные консолидированной отчетности компании, составленной по стандартам US GAAP за 2000 г., а также информацию агентства АК&M (табл. 1, 2).

Показатель	2000 г.
Выручка-нетто от продаж, тыс. долл.	2 397 922
Прибыль от про-даж, тыс. долл.	727 417
Прибыль до нало-гообложения, тыс. долл.	753 210
Чистая прибыль, тыс. долл.	674 845
Дивиденды на обыкновенную акцию, руб.	0,3

Показатель	2000 г.	2001 г.
Добыча нефти, млн тонн	17,2	20,7
Добыча газа, млрд куб. м	1,4	1,6
Экспорт нефти, млн тонн	5,6	7,3
Первичная переработка нефти, млн тонн	12,6	13,3
Глубина переработки нефти, %	82,4	н. д.
Выпуск нефтепродуктов, млн тонн	10,4	н. д.
Экспорт нефтепродуктов, млн тонн	2,0	н. д.

    Нормы амортизации по стандартам GAAP отличаются от российских, что приводит к завышению себестоимости и уменьшению налога на прибыль, поэтому при расчете себестоимости, по нашим подсчетам, сумму амортизации, указанную в отчетности предприятия по стандартам GAAP, следует уменьшить в 2 раза.
    По сообщению агентства АК&M, в 2001 г. Сибнефть увеличила объем добычи нефти на 20,2% - до 20,671 млн тонн. Объем экспорта сырой нефти в абсолютном исчислении вырос на 30% - до 7,256 млн тонн. Объем переработки нефти вырос на 6% - до 13,258 млн тонн. Добыча газа за 2001 г. составила 1639,4 млн куб. м. Кроме того, ожидается рост чистой прибыли Сибнефти по стандартам GAAP с 674,8 млн долл. в 2000 г. до 1,1 млрд долл. в 2001 г.
    В 2002 г. Сибнефть согласно бизнес-плану компании намерена увеличить добычу нефти до 26,7 млн тонн. Кроме того, объем капитальных вложений в разведку, добычу и переработку нефти вырастет более чем на треть по сравнению с 2001 г. и составит 686 млн долл.
    Прогноз темпов роста добычи нефти сделан исходя из анализа данных показателей за 2001 и 2002 гг., также мы учли рост капзатрат в разведку нефтяных месторождений и рост общего потребления нефти в мире. По мнению специалистов EIA (Energy institute of America), в ближайшие два десятилетия потребление энергии в мире возрастет на 60%, а ее основным источником останется нефть. Ежегодный прирост спроса на нефть в среднем составит 2,2%.
    Прогноз цен на нефть является консервативным, мы исходим из того, что рыночная цена в 17 долл. за баррель (или 99 долл. за тонну без учета таможенной пошлины) является справедливой как для продавцов, так и для покупателей.
    Прогноз себестоимости сделан, исходя из предположения, что рентабельность компании останется на уровне 2001 г., поэтому темп роста себестоимости равен темпу роста выручки (см. табл. 3-6).

Выпуск	Дата погашения	Доходность (по состоянию на 11 января 2002 г.), %
27013	02.06.04 г.	15,49
27014	15.12.04 г.	15,51
27015	04.02.04 г.	15,38
28001	21.01.04 г.	15,26
Средняя доходность		15,41

Факторы риска	Премия за риск, %	Комментарий
Качество управления	1-2	Хорошее, годовые отчеты компании включают финансовую отчетность, составленную по стандартам US GAAP с 1996 г.
Размер компании	1-2	Одна из крупнейших нефтяных ком-паний России, занимает 4-6-е место по объему добычи и переработки
Финансовая структура	2,0	Доля собственного капитала в 2000 г. в валюте баланса (по консолиди-рованному отчету) - 69%. Данный показатель чуть выше нормы
Диверсификация производственная и территориальная	2,5	Компания с широкой номенклатурой продукции. Доля экспорта нефти - 32,5%, нефтепродуктов - 19,7%. Данные показатели соответствуют средним по отрасли
Диверсификация клиентуры	2,5
Доходы: рентабельность и прогнозируемость	3,0	Рентабельность продаж в 2000 г. составила 31%, что соответствует среднеотраслевому уровню. Ожида-ется рост чистой прибыли Сибнефти по стандартам GAAPс 674,8 млн долл. в 2000 г. до 1,1 млрд долл. в 2001 г., при этом относительный рост выручки в долларовом
Прочие особенные риски	-	-
Итого	12-14

Показатель	Значение, %
Безрисковая ставка	15,41
Риск вложения в предприятие	12,0-14,0
Полученный диапазон ставок дисконтирования (округленно)	27,4-29,4
Среднее значение	28,4

Показатель	2000 г.	2001 г. (расчет)	2002 г. (план)	2003 г. (план)	2004 г. (план)	2005 г. (план)	2006 г. (план)	Постпрог-нозный период
Добыча нефти, тыс. тонн	17 199	20 671	26 700	29 370	32 307	35 538	38 381	40 300
Темп роста, %		20	29	10	10	10	8	5
Экспорт нефти (32,5%), тыс. тонн	5 587	7 256	8 678	9 545	10 500	11 550	12 474	13 097
Объем переработки, тыс. тонн	12 555	13 258	19 491	21 440	23 584	25 943	28 018	29 419
Глубина переработки, %	82,4
Производство нефтепродуктов, тыс. тонн	10 345	10 925	16 061	17 667	19 433	21 377	23 087	24 241
В том числе на экспорт (19,7%), тыс. тонн	2 036	2 150	3 161	3 477	3 825	4 207	4 544	4 771
Добыча газа, млн куб. м	1 417	1 639	1 803	1 983	2 142	2 313	2 498	2 429
Темп роста, %		16	10	10	8	8	8	5
Цена нефти, экспорт (без таможенных пошлин), долл./тонн	131	100	105	99	99	99	99	99
Цена нефтепродук-тов внутренняя (без НДС и акцизов), долл./тонн	142	150	107	111	116	119	119	123
Цена нефтепродук-тов на экспорт (без таможенных пошлин и акцизов), долл./тонн	192	185	190	185	180	175	170	170
Цена газа (без НДС акцизов), долл./1000 куб. м	16	17	18	18	20	23	25	26
Выручка от реализации нефти, нефтепродуктов и газа, тыс. долл.	2 327 039	2 467 852	2 928 896	3 192 635	3 572 828	3 975 252	4 275 551	4 555 046
Выручка от услуг по переработке нефти, тыс. долл.	12 181	18 272	18 820	19 384	19 966	20 565	21 182	21 817
Выручка от прочей реализация, тыс. долл.	41 288	330 304	42 527	43 802	45 117	46 470	47 864	49 300
Средний курс долл., руб./долл.	27,58	29,33	32	35,2	38,7	42,6	46,9	49,2
Выручка-нетто, млн руб.	65 654	82 606	95 688	114 605	140 860	172 169	203 550	227 578
Темп роста, %		26	16	20	23	22	18	12
Затраты, всего, млн руб.	41 936	44 032	51 518	61 703	75 838	92 695	109 590	122 527
Темп роста, %		5	17	20	23	22	18	12
В том числе амортизация, млн руб.	4 137	4 344	4 561	4 789	5 029	5 280	5 544	5 821
Темп роста, %		5	5	5	5	5	5	5
Показатель	2000 г.	2001 г. (расчет)	2002 г. (план)	2003 г. (план)	2004 г. (план)	2005 г. (план)	2006 г. (план)	Постпрог-нозный период
Прочие доходы и расходы, млн руб.	711	1 891	825	908	999	1 099	1 208	1 269
Прибыль до налогообложения, млн руб.	24 430	40 465	44 995	53 810	66 020	80 573	95 168	106 320
Налог на прибыль, млн руб.	2 161	3 580	10 799	12 914	15 845	19 337	22 840	25 517
Чистая прибыль, млн руб.	22 269	36 885	34 196	40 896	50 175	61 235	72 328	80 803
Собственный оборотный капитал, млн руб.	-4 799
Требуемый оборотный капитал (10% от выручки), млн руб.	6 565
Денежный поток, млн руб.			16 698	21 845	26 706	36 032	45 812	78 400
Чистая прибыль, млн руб.			34 196	40 896	50 175	61 235	72 328	80 803
Амортизация, млн руб.			4 561	4 789	5 029	5 280	5 544	5 821
Изменение собст-венного оборотного капитала, млн руб.			-1 308	-1 892	-2 625	-3 131	-3 138	-2 403
Капиталовложения, млн руб.			-21 952	-23 269	-24 665	-26 145	-27 714	-5 821
Изменение долгосрочной задолженности, млн руб.			1 201	1 321	-1 208	-1 208	-1 208	0
Дисконтированный денежный поток, млн руб.			15 141	15 439	14 701	15 408	15 232
Стоимость постпрогнозного периода, млн руб.	135 367
Предварительная стоимость, млн руб.	209 308
Поправка на дефи-цит собственного оборотного капи-тала, млн руб.	-11 364
Расчетная стоимость, млн долл.	6 598
Количество акций обыкновенных, шт.	4 741 299 639
Расчетная стои-мость 1 акции, долл.	1,39

    Для определения ставки дисконта мы применили метод кумулятивного построения.
    В качестве безрисковой ставки мы взяли среднюю доходность по ГКО/ОФЗ со сроками погашения в 2004 г.
    Рыночная цена РТС по состоянию на 8 апреля 2002 г. составила 1,596 долл. за акцию. Таким образом, с учетом того, что метод ДДП дает стоимость контрольного пакета акций, компания на сегодняшний день переоценена рынком.