Основными методами фундаментального анализа являются:
Модель оценки на основе чистой текущей стоимости базируется на теории дисконтирования.
Предполагается, что стоимость компании представляет собой сумму дисконтированных к текущему периоду будущих денежных потоков, подлежащих распределению между кредиторами, владельцами привилегированных и обыкновенных акций, рассчитываемую по формуле
СV = St=1T FCFF/(1 + WACC)n, (1)
где CV (Company Value) синонимично 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. стоимость всех источников долгосрочного финансирования бизнеса; Т = n - период дисконтирования.
В первую очередь отметим следующие особенности нефтяного бизнеса, которые должны учитываться при анализе:
CV = FCFF(1 + g)/(WACC - g),
(g - темп роста), может быть применена лишь для этих компаний.
Практически все остальные, в том числе и такие крупные, как ARCO, ENI, BHP, Chevron, Conoco, Oxi-dental Petroleum, LASMO, Enterpri-se, как показала практика ценового кризиса и как показывает история их бизнеса, достаточно сильно уязвимы как по отношению к геологическим рискам, так и по отношению к волатильности цен на нефть.
В мировой практике оценки going concern применим подход оценки стоимости путем разбиения будущих денежных потоков на денежные потоки, рассчитываемые прямым прогнозированием индустриальных показателей (так называемый <прогнозный> или <прогнозируемый> период), и на денежные потоки <постпрогнозного> периода (Terminal Value), рассчитываемого по модели Гордона. Предполагается, что за достаточно длительный срок прогнозного периода, равного обычно 10-20 годам, в зависимости от рискованности рынка компания (причем не только компания, но и страна, к которой относится эмитент) выйдет на такой уровень развития, при котором долгосрочные темпы прироста стоимости ее бизнеса станут соизмеримы с темпами прироста ВВП государства, в среде которого развивается бизнес эмитента. Данное предположение чрезвычайно важно, в особенности для развивающихся рынков, текущие риски которых несравненно выше будущих, естественно, при предположении поступательного развития экономики.
Таким образом, стоимость компании определяется как
СV = St=1T FCFF/(1 + WACCT)T + [FCFFT(1 + g)/(WACCtv - g)]/(1 + WACCT)T, (2)
где FCFF - суммарный чистый денежный поток в последний год прогнозного периода; WACC - средневзвешенная стоимость капитала прогнозного периода; WACCtv - средневзвешенная стоимость капитала постпрогнозного периода; g - темп роста бизнеса компании.
Для российских нефтяных компаний приемлем только такой подход к моделированию денежных потоков. Прогнозный период по причине капиталоемкости бизнеса и длительности отдачи на инвестированный капитал должен быть никак не менее 10 лет. Важно и то, что темпы роста в постпрогнозный период не должны превышать <психологически> допустимых уровней для нефтяного бизнеса, таких как темпы спроса на нефть и нефтепродукты, возможные темпы роста нефтедобычи и т.п.
Особенностью анализа стоимости капитала является расчет стоимости собственного капитала re, входящего в структуру WACC.
Для нефтяных компаний, как и для эмитентов других отраслей, наиболее общеупотребимой является модель CAPM, а именно:
re = rf + b(rexp - rf), (3)
где re (rate to equity) - доходность по вложениям в акции; rf (risk-free rate) - безрисковая ставка; rexp (expected return of investor) - ожидаемая доходность вложений инвестора в корпоративные акции; b - бета-индекс, индекс риска.
Известно, что CAPM является частным случаем модели APM, в которой каждому риску, влияющему на динамику курсовой стоимости акции, соответствует свое значение индекса b. Именно APM является более актуальной для оценки акций нефтяных компаний, что связано с автономностью рынка акций и товарного рынка сырой нефти, который, в свою очередь, действуя независимо (т.е. не влияя на прочие секторы, такие как банковский, туризм, телекоммуникации, торговля товарами широкого потребления и пр.), может стать основным движителем рынка акций нефтяных компаний. Это особенно актуально в период <медвежьей> тенденции на рынке сырой нефти, что было еще раз подтверждено в 1998-1999 гг. как для международных, так и для российских нефтяных компаний.
Расчеты некоторых исследователей показали, что ставка дисконтирования, рассчитанная для нефтяных добывающих компаний развитых стран, таких как LASMO или Enterprise, по модели APM должна быть на 5% выше, чем по САРМ, а для интегрированных типа RD Shell или Total - на 2-3%. Как показала практика российского фондового рынка, акции российских нефтяных эмитентов также реагируют на резкие осцилляции цен на Brent, причем интегрированные, такие как ЛУКОЙЛ, - в меньшей, а такие как Сургутнефтегаз или Татнефть (<чистые нефтедобытчики>) - гораздо в большей степени.
Сравнительный анализ основывается на сопоставлении различных мультипликаторов оцениваемой компании, как производственных, так и финансовых, со средними мультипликаторами по рынку, отрасли или страны в целом, или с мультипликаторами компаний-аналогов. Основной целью сравнительного анализа является определение относительно пере- или недооцененности акций эмитентов.
К основным финансовым мультипликаторам фондового рынка относятся:
P/E Ratio |
P/BV Ratio |
|||
Страна |
Июль, 1998 г. |
1997 г. |
Июль, 1998 г. |
1997 г. |
Россия (IFC Global) |
3,13 | 7,23 | 0,2 | 0,41 |
Бразилия |
9,36 | 18,25 | 0,89 | 1,18 |
Мексика |
13,18 | 20,65 | 1,68 | 2,06 |
Венесуэла |
5,46 | 12,75 | 0,59 | 1,64 |
Индонезия |
11,67 | 24,36 | 1,51 | 2,76 |
Малайзия |
10,17 | 22,93 | 0,99 | 3,07 |
Филиппины |
12,69 | 15,92 | 1,23 | 2,46 |
Оценка исследуемых компаний может быть также проведена сравнением рыночных коэффициентов эмитента со средними уровнями мультипликаторов для рынков стран, экономика которых значительным образом завязана на нефтяном бизнесе (табл. 2).
Компания |
P/OpCF |
P/E |
ЛУКОЙЛ |
7,6 | 23,8 |
Сургутнефтегаз |
2,7 | 4,7 |
Татнефть |
2,9 | 7,5 |
Сибнефть |
6,2 | 30,7 |
BP |
6,9 | 16,9 |
Exxon |
7,9 | 19 |
Shell |
8,4 | 22 |
Repsol |
4,8 | 17,6 |
Enterprise |
6,5 | 33,3 |
Hardly Oil |
19,7 | 69,5 |
LASMO |
7,8 | 66,8 |
Monument Oil |
10,3 | 30,4 |
Для нефтяных компаний, ведущих финансирование своих операций с высокой долей долга, необходимо рассматривать коэффициенты с поправкой на леверидж. Сумма рыночной капитализации обыкновенных акций и рыночной стоимости долга называется стоимостью компании (Enterprise Value, EV). Отметим, что если доля долга незначительна, то вместо рыночной стоимости долга можно использовать балансовую стоимость долга. Тогда данные коэффициенты переписываются как: EV/Sales, EV/EBIT(1 - tax), EV/(Debt + Equity), EV/EBITDA(1 - tax).
К производственным мультипликаторам, позволяющим сравнивать нефтяные компании на фондовом рынке, относятся: капитализация/запасы и капитализация/добыча (см. рис. 1, 2).
Данные мультипликаторы являются наиболее специфическими для нефтяных компаний и наиболее часто некорректно используемыми при сравнении российских эмитентов с зарубежными аналогами. Основная особенность, приводящая к некорректным выводам, - бизнес различных нефтяных компаний, в том числе российских и зарубежных эмитентов.
Наиболее некорректным типом сравнения является прямое сравнение российских и зарубежных эмитентов по запасам. Первое, основное отличие заключается в том способе, с помощью которого компании получили данные запасы в разработку. Как известно, основной объем запасов, числящийся сегодня на балансе российских нефтяных компаний, разведан еще в период существования СССР, часто данные запасы являются просто нерентабельными или на соответствующих месторождениях отсутствует инфраструктура для их разработки. Достались же они <по наследству> нефтяникам практически бесплатно (учтем, конечно, что компании обязаны платить налог на восстановление минерально-сырьевой базы в качестве компенсации).
Второе основное отличие состоит в различиях оценки запасов нефти и газа. И третье - отсутствие у российских компаний гибкого представления о необходимости или ненужности прироста запасов.
Таким образом, <некорректность> использования запасов в качестве параметра сравнения определяется тем расстоянием, которое отделяет понятие запасы в натуральном выражении от понятия Cash Flow в денежном выражении.
Скорее не запасы, а добыча нефти определяет реальный Cash Flow компании, и именно этот параметр должен использоваться для сравнения. Однако и он обладает тем недостатком, что для многих зарубежных нефтяных компаний может отражать лишь 30-50% бизнеса. Основной объем прибыли западные нефтяные компании генерируют в сфере реализации нефтепродуктов, реализации сжиженного газа и нефтехимии.
Оценка <нефтяных> эмитентов характеризуется множеством особенностей, не всегда учитываемых аналитиками; еще больше таких особенностей возникает при применении известных в мировой практике методик оценки к российскому бизнесу.