Запасы нефтяной компании были и остаются ее основным активом, причем как в <натуральной форме> - запасы можно добыть и продать, так и в <секьюритизированной> - их можно обратить в ценную бумагу (например, опцион или фьючерс) и тоже продать.
    Использование отраслевого мультипликатора <капитализация/запасы> в оценке стоимости нефтяных компаний

    В аналитике же мультипликаторы <капитализация/запасы> и <капитализация/добыча> являются наиболее объективными из всех специализированных нефинансовых коэффициентов (например, <капитализация на линию> в телекоммуникационном секторе), позволяющих судить об относительной недо- или переоцененности нефтяных эмитентов.
    В данной работе акцент делается на анализ и расшифровку использования первого из коэффициентов - параметр <капитализация/запасы>, а также особенностях применения его в российской практике оценки <нефтяных> акций.

    Общеизвестно, что большинство международных нефтяных компаний не обладает такой мощной ресурсной базой, как их <российские коллеги> (рис. 1). Даже если учитывать аудированные запасы российских компаний по международным стандартам, обеспеченность <добычи запасами> (Life Index) для российских компаний оказывается выше, чем для международных. Связано это, в первую очередь, с тем, что до 90% этих запасов были вовлечены в разработку или разведаны в период существования СССР, когда вопросам экономичности извлечения нефти уделялось не столь пристальное внимание, как сегодня.
    В сущности, бизнес российских компаний сосредоточен именно на стадии <разведка - добыча> (upstream). Вертикальная интеграция и развитие бизнеса <переработка и маркетинг нефтепродуктов и продукции нефтехимии> (downstream) отчетливо прослеживаются лишь в некоторых компаниях, и, пожалуй, лишь НК <ЛУКОЙЛ> может быть сравним с такими транснациональными корпорациями, как TotalFina, Mobil или ARCO.
    Интересным критерием корректности использования параметра запасов в качестве оценочного является соотношение различных категорий <доказанных запасов> (Proved Reserves). Из трех категорий, составляющих <доказанные запасы>, только первые две категории запасов: <доказанные эксплуатируемые> (Proved Producing) и <доказанные разработанные неэксплуатируемые> (Proved Developed Unproducing), точно не требуют капиталовложений, тогда как третья категория <доказанных неразработанных запасов> (Proved Nondeveloped) не гарантирует получение прибыли инвесторами без дополнительных инвестиций. Необходимы либо дополнительное разбуривание, либо другие операции по интенсификации работы скважин (перфорация, гидроразрыв).
    В годовых отчетах мировых нефтяных компаний данные о запасах предоставляются именно по категории Proved, с выделением суммарной доли <разработанных эксплуатируемых и неэксплуатируемых запасов> (Total Proved Developed). Для оценки же используется именно категория Proved. Тем не менее соотношение запасов Proved является чрезвычайно интересным качественным показателем, показывающим, насколько может быть высока вероятность быстрого получения реальных денег от разработки без привлечения дополнительных, пусть даже незначительных, инвестиций. Так, из рис. 2 видно, что при чрезвычайно высокой номинальной величине запасов нефти у российских компаний, доля запасов Undeveloped у них гораздо выше, чем у их международных аналогов, что соответствующим образом отражается на стоимости.
    Сибнефть имеет наиболее сбалансированное соотношение запасов Proved, тогда как, например, ТНК потребуются достаточно существенные затраты для введения в промышленную эксплуатацию значительной доли <доказанных>, но не разрабатываемых по тем или иным причинам <запасов>.
    Такую диспропорцию в ТНК создают запасы дочернего предприятия Тюменьнефтегаз, доля запасов Proved Producing которого составляет лишь 10,7% при средней доле около 30%, а доля Proved Undeveloped - 71,8%. По нашему мнению, такую диспропорцию может создавать <Русское месторождение>, расположенное в сложном с географической и климатической точки зрения регионе, нефть которого обладает повышенной вязкостью, что создает дополнительные сложности по извлечению.

    В отличие от российских, большинство нефтегазовых компаний мира являются именно нефтегазовыми, в силу того, что объем запасов и добычи газа занимает в их бизнесе не последнюю роль. Так, у крупных интегрированных <гигантов> за счет учета запасов газа объем суммарных запасов углеводородов возрастает в два раза в пересчете на <баррель нефтяного эквивалента> (1 баррель жидкости соответствует 5500-6000 куб. футов).
    Тем не менее применительно к России многие специалисты фондового рынка специально не учитывают запасы газа у нефтяных компаний, основываясь на том, что внутренние цены на газ убыточны для компаний.

    <Запасы> являются лишь <пассивными деньгами компании> (Passive Cash) за счет высокой капиталоемкости отрасли, длительности периода отдачи на инвестированный капитал, авансированный в разработку запасов и начало добычи, несмотря на то, что запасы гарантируют автономность бизнеса, устойчивость, контроль над затратами .
    Однако, если в структуре активов активы занимают абсолютно лидирующую роль в бизнесе, в структуре прибыли бизнес нефтегазодобычи явно уступает доходам от продажи нефтепродуктов и реализации нефтехимической продукции (рис. 3).
    Возникает вопрос: в какой мере можно доверять <запасам>, как параметру сравнения, если у крупных интегрированных международных нефтяных корпораций основное ядро сосредоточено не в секторе нефтедобычи? Очевидно, что этот уровень доверия должен определяться структурой прибыли по секторам деятельности. В том случае, когда бизнес компании в большей степени сориентирован на нефтедобычу и продажу сырой нефти интегрированным структурам, вес коэффициента в расчете стоимости выше, и наоборот.

    В настоящее время все большее число аналитиков в России, следуя примеру своих коллег за рубежом, используют в расчетах понятие Company Value (CV) или Enterprise Value (EV) (стоимость компании), в отличие от понятия Equity Value (стоимость собственного капитала), NAV (Net Asset Value) или Share Price (стоимость акции).
    Различают <балансовую стоимость компании>, что соответствует величине суммарного инвестиционного капитала (Invested Capital или Capital Employed), представляющей собой сумму <собственного капитала> (Equity или Book Value), <суммарного долга> (Total Interest Bearing Debt = Long Term Debt + Short Term Debt), доли <миноритарных акционеров> (Minority Interest) и <рыночную стоимость компании>, т.е. сумму <рыночной капитализации> ее обыкновенных акций (Market Capitalization), капитализации привилегированных акций, рыночной стоимости долга (Market Value of Debt) и балансовой стоимости миноритарных акционеров (Minorities).
    В случае незначительного объема задолженности компании или отсутствия торговли долговыми обязательствами на рынке <рыночная стоимость долга> может быть аппроксимирована <балансовой стоимостью долга>.
    Действительно, применение коэффициента EV/Re-serves имеет гораздо большие фундаментальные основания, чем коэффициент M. Cap./Reserves, который не учитывает величину долга в стоимости, часто занимающей в структуре капитала более 50%.

    <Стоимость> нефтяной компании действительно базируется на ее <запасах>. Учитывая, что стоимость нефтяной компании1, занимающейся исключительно добычей нефти и ее реализацией, определяется как <чистая текущая стоимость> (ЧТС) суммы денежных потоков от реализации нефти с разрабатываемых месторождений, т.е. дисконтированная к текущему периоду, включая величину <чистого долга> (Net Debt = Total Debt - Cash), выводим стандартную формулу расчета ЧТС

    EV = STt=1FCFF/(1 + WACC)n, (1)
    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.

    Расчет ЧТС можно представить как:

    EV = [ReservesPrice - (SI + SOp.Costs - SDD&A)] :
    : (1 + WACC)Reserves/Production, (2)
    где Reserves - текущий объем запасов категории Proved/Price - долгосрочная оценочная цена на нефть (например, 18 долл. за баррель); I - суммарный объем инвестиций на 1 брл добычи нефти; Op.Costs - суммарный объем операционных затрат, включая Lifting Costs, за вычетом DD&A, на 1 брл добычи нефти; DD&A - суммарный объем износа оборудования, величины истощения запасов и амортизации невещественных активов, приходящиеся на 1 брл добычи нефти; Reserves/Production - период обеспеченности добычи запасами (Life Index); WACC - в данном выражении, скорее, должна не вычисляться по моделям CAPM или APM, а приниматься экспертным путем и соответствовать долгосрочному значению внутренней нормы рентабельности инвестиционных проектов (IRR -Internal Rate of Return) нефтяной компании.

    Необходимо подчеркнуть, что, учитывая длительность реализации инвестиционных проектов в нефтяной промышленности, 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. В принципе можно допустить, что <запасы> Proved Developed Nonproducing и Proved Undeveloped можно вводить в эксплуатацию исключительно за счет затрат, включаемых в себестоимость добычи (Lifting или Operating Costs). Таким образом, в нашем случае
as     cSI = SDD&A.

    Реальные же инвестиции - это средства, затрачиваемые на разработку запасов Probable и Possible и перевода их в категорию Proved.
    Таким образом, формула (3) может быть переписана в виде:

    EV = [(ReservesPrice)(1/Operating Margin)] :
    : (1 + WACC)Reserves/Production, (3)
    где Operating Margin = 1/(Costs/NetSales) - средний уровень коэффициента для международных нефтяных компаний.

    Изменение <стоимости компании> в зависимости от объема разрабатываемых ею <запасов> показано на рис. 4. Как видно, увеличение <объема запасов> до бесконечности отнюдь не увеличивает до бесконечности <стоимость компании>, что имеет достаточно логичное обоснование: