Свои анализ нефтяной компании

АНАЛИЗ НА ОСНОВЕ ЧИСТОЙ ТЕКУЩЕЙ СТОИМОСТИ

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:
нефтяной бизнес чрезвычайно капиталоемок, в связи с чем период отдачи на инвестированный капитал дольше, чем для многих других видов бизнеса, таких как торговля, фармацевтика и даже таких, как энергетика. Таким образом, период прогнозирования денежных потоков должен охватывать будущую деятельность компании не менее чем на десять лет вперед. Такой срок определяется не только длительностью проведения разведочных работ, вводом месторождений в эксплуатацию, но и сроком жизни нефтяных скважин. Для России, кроме того, необходимо учитывать длительность лицензии на нефтедобычу, которая составляет 20 лет (без учета разведочных работ) и 25 лет (с учетом разведки).

Капиталоемкость отрасли определяет необходимость оценивать именно стоимость всего капитала компании, т.е. собственного и заемного (образующих в сумме так называемый «инвестированный капитал»). Действительно, нефтяные компании, ведущие финансирование на 70% за счет заемного капитала, имеют высокий уровень финансового левериджа и их стоимость больше, чем у эмитентов других отраслей, зависит от соотношения заемных и собственных средств;

К таковым можно отнести лишь BP Amoco, Exxon Mobil, RD Shell, Total, Elf Aquitaine. Вероятно, в чистом виде модель Гордона, являющаяся производной формулы (1) с условием постоянного роста

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 АКЦИЙ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ

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:

Каждый из коэффициентов имеет строгое фундаментальное обоснование. Действительно, применяя формулу Гордона

P0 = DPS0(1 + g)/(r — g)

(r — ставка дисконтирования) и выражая через нее вышеперечисленные мультипликаторы, получим:

P0 = d0EPS0(1 + g)/(r — g),

P0/EPS0 = P/E = d/(r — g);

P0 = BV0ROE0(1 + g)/(r — g),

P0/BV0 = P/BV = dROE/(r — g);

P0 = [Sales0EPS0/SPS0d0(1 + g)]/(r — g),

P0/Sales0 = P/S = NetMargind/(r — g).

Каких либо объективных уровней значений для данных коэффициентов не существует — они абсолютно эмпирические, причем зависящие к тому же от периода экономического цикла. В принципе для нефтяных компаний развитых рынков уровень коэффициента P/E находится в пределах 20-30, P/BV — около 2, P/OpCF — может изменяться в пределах от 4 до 6.

С какими компаниями наиболее корректно сравнивать российских эмитентов? Как видно из табл. 1, компании Великобритании, работающие в Северном море, где высоки геологические и природные риски, имеют коэффициенты P/E до 60. Их отличием является меньшая диверсифицированность бизнеса, чем у интегрированных компаний типа Exxon или Total. Отсюда — большая волатильность прибыли и ограниченность использования собственного капитала для финансирования проектов. Доля заемного капитала у таких компаний может достигать 70-80% от «инвестиционного капитала», а доля компенсации акционерам в виде дивидендных выплат — превышать долю дивидендных выплат у интегрированных компаний и достигать 60-90% от чистой прибыли.

Источник

Как проводить анализ нефтегазовых компаний?

Если вы задумываетесь о добавлении в портфель акций нефтегазовых компаний, то вам пригодится данный обзор. Потому как анализ таких активов невозможен без подготовки. Не зная специфики, их не понять и не измерить стандартными метриками. Как оценивать нефтяные и газовые компании и что учитывать, делая выбор? Об этом сейчас поговорим.

Инвестиции в акции США и IPO

• Выберите идею. Эксперты уже отобрали лучшие
• Составьте портфель из акций
• Попробуйте с $10

И начнем мы, пожалуй, с того, что определим, на чем стоит нефтегазовый бизнес. А стоит он на таких столпах: 1. Добыча (Production). 2. Запасы (Reserves, Properties). 3. Денежный поток (Cash Flow). Это три ключевых переменных, от которых зависит его эффективность, и основное внимание мы уделим именно им.

Добыча – это среднее количество ресурса, извлекаемое из земли. Запасы – это количество ресурсов, которое еще в земле. Выделяют три типа запасов: 1. Доказанные (Proved Reserves). 2. Вероятные (Probable Reserves). 3. Возможные (Possible Reserves).

Доказанные запасы имеют 90%-ную вероятность добычи. У вероятных запасов шансы на добычу составляют 50%. У возможных запасов потенциал добычи не превышает 10%.

Доказанные запасы делятся на те, что: 1. Доказаны, разработаны и эксплуатируются (Proved Developing Producing, PDP). 2. Доказаны, разработаны, но не эксплуатируются (Proved Developed NonProducing, PDNP). 3. Доказаны, но не разработаны и не эксплуатируются (Proved Undeveloped, PUD).

Наиболее надежной структурой запасов является та, которая состоит из PDP и PDNP запасов. В то время, как наличие большой доли PUD запасов означает повышенный риск, потому как их объем по факту добычи может не подтвердиться.

Категории запасов, данные из отчета Denbury Resources Inc. за 2014 г.

В отчетах компаний и аналитике вам могут встретиться другие названия этих запасов. Так, доказанные и вероятные запасы могут обозначаться по доле шансов на их добычу как P90 и P50, соответственно. Также доказанные запасы иногда сокращают как 1P, а совокупный объем доказанных и вероятных запасов как 2P (Proved + Probable Reserves). В свою очередь, под 3P подразумеваются все запасы компании (Proved + Probable + Possible Reserves).

Компания может наращивать свои запасы, развивая собственные месторождения и приобретая ресурсы на стороне. В первом случае говорят об органическом восполнении запасов (Organic Reserve Replacement), а во втором — о возмещении через закупку (Reserve Replacement through Purchasing). Для стабильной работы компании важно, чтобы большая часть ее запасов формировалась за счет органического роста. В таком случае ее бизнес меньше зависим и уязвим.

Категории запасов, данные из отчета ConocoPhillips за 2014 год.

По мере добычи нефти и газа их запасы истощаются. Поэтому ресурсы компании должны пополняться, а добыча должна приносить достаточно средств для их возмещения. Другими словами, у компании должен быть устойчивый денежный поток (Cash Flow) для проведения изысканий и разработки новых месторождений. Чем быстрее происходит истощение запасов (Depletion), тем больше денег нужно для их восстановления.

Истощение запасов – еще один важный момент, на который следует обращать внимание при анализе нефтегазодобывающих компаний. И рассматривать его нужно через призму используемых методов добычи. Потому как от них зависит темп истощения запасов (Depletion Rate). Так, если компания использует современную технологию гидроразрыва пласта (ГРП), то темп истощения скважины составляет 40% в год. В то время как традиционные месторождения истощаются в среднем на 15% в год.

Очевидно, что горизонтальный способ бурения требует больше денежных средств и запасов для поддержания добычи. В условиях падения цен на сырье это может стоить компании маржи и даже бизнеса (происходящее на американском сланцевом рынке – характерный пример).

Истощение запасов, данные из отчета Chevron Corp. за 2014 год.

Таким образом, эффективность в нефтегазодобывающем бизнесе определяется тем:

1. Обеспечена ли компания уровнем запасов, необходимым для поддержания добычи.
2. Занимается ли она поиском и разведкой новых месторождений.
3. Восполняет ли она свои запасы в необходимом объеме.

Проверить компанию на соответствие этим условиям помогают специальные коэффициенты, и мы обсудим их в следующей части. А эту часть закончим на том, что я поделюсь с вами переводом отраслевых терминов и сокращений.

Отраслевые термины, понятия и сокращения

При чтении отчетов нефтяных и газовых компаний вам пригодятся следующие единицы измерения и сокращения.

• Bbl – американский нефтяной баррель. Единица измерения объема нефти, газоконденсата или других жидких углеводородов. 1 Bbl (американский, нефтяной) = 42 галлона ≈ 158,988 литров = 0,158988 м³.
• MBbl – тысяча баррелей сырой нефти, газоконденсата или других жидких углеводородов.
• MMBbl – один миллион баррелей нефти, газоконденсата или других жидких углеводородов.
• Bbls/d – баррелей нефти или других жидких углеводородов, получаемых в день.
• MCF – одна тысяча кубических футов природного газа.
• MCFE – одна тысяча кубических футов эквивалента природного газа. Определяется с помощью соотношения 6 тыс. куб. футов (Mcf) природного газа к одному баррелю нефти или газоконденсата.
• BOE – один баррель нефтяного эквивалента. Единица измерения, используемая нефтяными и газовыми компаниями для объединения запасов/добычи нефти (измеряемой в MBbl) и природного газа (измеряемого в MCF). 1 BOE = 6 MCF или 1 MBOE = 6 MMCF или 1 MMBOE = 6 BCF.
• BOE/d – один баррель нефтяного эквивалента в день.
• MBOE – одна тысяча баррелей нефтяного эквивалента.
• MMBOE – один миллион баррелей нефтяного эквивалента.
• NGL (Natural Gas Liquids) – газоконденсатные жидкости. Жидкие углеводороды, получаемые из природного газа. Включают конденсат и сжиженные нефтяные газы.

Анализируя отчетность компании на предмет нужных вам данных, вы можете столкнуться с их делением на Upstream, Midstream и Downstream. Это три основных сектора нефтяной и газовой отрасли.

Бизнес Exxon Mobil по направлениям, данные отчета за 2014 г.

Upstream сектор включает в себя разведку подземных и подводных месторождений сырой нефти и природного газа, бурение и эксплуатацию скважин. Другое название Upstream – сектор разведки и добычи (Exploration и Production, E&P).

Midstream сектор занимается транспортировкой (по трубопроводу, железнодорожным, водным или автомобильным транспортом), хранением и оптовыми продажами газа, нефти или нефтепродуктов.

Downstream сектор занимается очисткой сырой нефти, обработкой природного газа и производством продукции, готовой для потребления (бензин, керосин, дизельное топливо, мазут, сжиженный газ и пр.).

Большинство крупных нефтегазовых компаний являются вертикально интегрированными холдингами и сочетают upstream, midstream и downstream операции, то есть осуществляют полный цикл операций от разведки до продажи конечному покупателю.

При оценке потенциала компании вам потребуется анализировать данные по имеющимся в ее распоряжении скважинам и месторождениям. И здесь вам следует знать такие понятия как Gross/Net Acres (Wells) и понимать разницу между ними.

Acres/Acreage – принадлежащие компании площади нефтяных и газовых месторождений.

Well – нефтяная или газовая скважина.

Gross Acres/Gross Wells (Валовые акры или валовые скважины) – площадь месторождения или количество скважин, используемых для добычи и принадлежащих компании на условиях рабочего процента (Working Interest).

Net Acres/Net Wells (Чистые акры или чистые скважины) – рассчитываются как Gross Acres / Gross Wells, умноженные на величину рабочего процента.

Working Interest (Рабочий процент) – условие аренды месторождения, предполагающее участие компании-арендатора в расходах, связанных с разведкой, бурением и эксплуатацией месторождения (скважины) в обмен на долю (процент) валового дохода от добычи сырья (до вычета роялти).

Royalty (Роялти) – рентные платежи за право разработки месторождений, отчисляемые собственнику недр в денежной форме или в виде части добытого сырья.

Также при чтении отчетов вам может встретиться такой оценочный показатель как PV-10 Value. Нефтегазовые компании часто используют его в своих прогнозах.

PV-10 Value (non-GAAP метрика) – предполагаемый валовой доход от реализации доказанных запасов, за вычетом будущих производственных затрат, расходов на разработку и ликвидацию скважин до вычета налога на прибыль, приведенный к текущей стоимости по ставке дисконтирования 10%. Является non-GAAP показателем, то есть рассчитываемым компанией по собственной методике, а не по стандартам учета US GAAP.

Источник