Влияние факторов

Политические: нефтегазовая отрасль является чрезвычайно важной для развития экономики страны и мира, и зачастую доля государства в капитале компаний данной отрасли бывает зафиксирована на достаточно высоком уровне (к примеру, для ОАО «Роснефть» доля государства составляет около 75%), что позволяет государству оказывать существенное влияние на развитие отрасли. Ввиду активного государственного вмешательства можно говорить о некоторой стабильности развития отрасли. Даже в случае изменения законодательства или всевозможных видов регулирований, предприятиям, действующим в данной отрасли, мало что угрожает, так как особой сложности в приспособлении к возникающим изменениям возникнуть не должно.

Экономические: экономическая ситуация в отдельных странах и в мире может оказывать значительное влияние на развитие нефтегазовой отрасли. Периодически возникающие кризисы могут приводить к возникновению новых рисков, которые могут угрожать способности выживания для ряда нефтегазовых компаний. Ввиду того, что экономика развивается циклически, можно предположить, что в ближайшие несколько лет глобальных кризисов не намечается (последний был в 2008 году). Из этого можно делать вывод о том, что в ближайшее время ситуация в отрасли может только улучшаться, либо оставаться в стабильном состоянии. Но даже период кризиса не всегда пагубно сказывается на состоянии дел в организации: «кризис заставил компанию самым тщательным образом проанализировать имеющиеся проблемы, оценить риски, выявить слабые места и всерьез заняться их ликвидацией. И очень многое получилось».

Социальные: как правило, крупные нефтегазовые компании в полной мере осознают значимость человеческого капитала. Ценность человеческой жизни -- главный приоритет при взаимодействии компаний с работниками, поэтому охране труда, промышленной безопасности, сохранению здоровья персонала компании уделяют первостепенное внимание. В области защиты окружающей среды предприятия руководствуются действующими законодательными нормами. В дальнейшем компании отрасли, в том числе и ОАО «Роснефть», будут совершенствовать свою социальную политику, способствовать социально-экономическому развитию регионов, а также уделять внимание созданию оптимальных условий труда.

Технологические: нефтегазовая отрасль отличается высокой степенью наукоемкости, и чем скорее будут разрабатываться и вводиться в использование разнообразные технологические новшества, тем лучше и скорее будет развиваться сама отрасль. В настоящее время разработки протекают с умеренными темпами, развитие не останавливается, периодически появляются новые технологии, что является своего рода гарантией стабильного развития отрасли.

Сегодня все нефтяные компании озабочены поиском дополнительных источников конкурентных преимуществ, при этом на ведущие роли выходят факторы, обеспечивающие компании динамические преимущества.

1. Ресурсная база нефтегазовой компании

В таблице 7 приводятся доказанные запасы углеводородов компании по регионам деятельности компании за анализируемый год.

Таблица 7

Распределение доказанных запасов нефти и газа по регионам деятельности компании

В таблице 8 приводятся данные о запасах нефти и газа компании.

Таблица 8

Запасы нефти и газа компании

2. Инновационная политика нефтяной компании ОАО НК «Роснефть»

В 2014 году был продолжен рост патентной активности, уделяется особое внимание внедрению полученных результатов НИОКР и закреплению прав на интеллектуальную собственность. По итогам реализации целевых инновационных проектов в 2014 г. Компанией подано 65 заявок на получение охранных документов, в том числе 4 международных.

В 2014 г. количество полученных за год патентов увеличилось в 1,4 раза, до 75 единиц. Компания уделяет особое внимание внедрению полученных результатов НИОКР и закреплению прав на интеллектуальную собственность.

Рисунок 2 - Финансирование НИОКР, млрд. руб.

Разведка и добыча

В рамках освоения арктического шельфа Арктическим научно-проектным центром проведены 2 масштабные экспедиционные работы -- «Кара-Зима-2014» и «Кара-Лето-2014».

Использованы уникальные технологические решения, такие как радиолокационный зонд для бесконтактного измерения толщины ледяных образований. В ходе экспедиции «Кара-Лето-2014», установив современную автоматическую станцию на острове Уединения, Компания полностью восстановила систему метеонаблюдений в Карском море.

Особое внимание было уделено биологическим исследованиям, в том числе мониторингу ареала обитания морских млекопитающих и птиц.

Кроме этого, с целью исследований перспективных зон для обнаружения углеводородов проведены опережающие геохимические исследования в акваториях морей Лаптевых и Чукотском.

В рамках реализации проекта по разработке технологии освоения низкопроницаемых газовых залежей Турона выполнена масштабная программа исследовательских и опытно-промышленных работ при участии шести корпоративных НИПИ и ведущих сервисных предприятий отрасли.

Рисунок 3 - Количество полученных патентов и поданных заявок на изобретения и полезные модели, а также свидетельств о гос. регистрации программных продуктов

Впервые в России на Туроне завершена строительством скважина с проведением многостадийного ГРП, по результатам испытаний ее дебит превысил 200 тыс. куб. м/сут (Харампурское месторождение, ООО «РН-Пурнефтегаз»). Разработанная технология легла в основу проектно-технологической документации и позволит вовлечь в рентабельную разработку более 770 млрд куб. м запасов газа в НК «Роснефть».

Совместно с фондом «Национальное интеллектуальное развитие» и Московским государственным университетом (МГУ) им. М.В. Ломоносова инициированы и успешно реализуются проекты по разработке новой технологии подготовки попутного нефтяного газа (ПНГ) и новых типов сенсоров для создания системы дистанционного мониторинга взрывоопасных объектов, системы экологического контроля и контроля качества продукции предприятий ОАО «НК «Роснефть».

Новая технология подготовки ПНГ основана на разработанном в МГУ новом методе газоразделения с использованием капиллярной конденсации газов в парах неорганических мембран. В случае успешного завершения проекта ОАО «НК «Роснефть» будет обладать собственной технологией осушки ПНГ, обеспечивающей существенное снижение капитальных вложений и эксплуатационных затрат по сравнению с аналогами.

Разработка новых типов сенсоров направлена на повышение безопасности функционирования опасных производственных объектов ОАО «НК «Роснефть», обеспечение максимального качества продукции нефтепереработки и соответствия предприятий установленным экологическим нормам. В случае успешного завершения проекта будут существенно улучшены качество и эффективность систем безопасности и экологического контроля на производственных объектах Компании.

Разработана и построена в 2014 г. на площадке Правдинской компрессорной станции ООО «РН-Юганскнефтегаз» установка подготовки газа на основе 3S-сепарации производительностью 160 млн куб. м/год для ввода в эксплуатацию начиная с 2015 г. с целью обеспечения поставок газа требуемого качества для собственных нужд ООО «РН-Юганскнефтегаз» и потребления в поселке городского типа Пойковский.

Эксплуатация установки также обеспечит выработку из попутного газа 11 тыс. куб. м стабильного газоконденсата в год, который будет реализовываться сторонним потребителям по рыночным ценам.

Уникальность разработанной установки выражена в применении технологии очистки (3S-сепарации) попутного нефтяного газа, основой которой является низкотемпературный сверхзвуковой сепаратор газа, конструкция которого основана на использовании достижений современной аэродинамики.

В ОАО «Самаранефтегаз» проведены успешные опытно-промышленные испытания опытных образцов оборудования одновременной раздельной добычи на основе компоновки электроцентробежных (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН) и одновременной раздельной закачки, даны рекомендации для дальнейшего внедрения данного оборудования по Компании. Потенциал внедрения данных технологий в Компании - 20-30 скважин в год с дополнительной добычей нефти около 150 тыс. т/год.

С использованием разработанного в рамках целевого инновационного проекта программного обеспечения «РН-КИН» создано более 150 гидродинамических моделей по 21 месторождению ООО «РН Юганскнефтегаз», ООО «РН Пурнефтегаз», ООО «РН Северная нефть», которые были успешно использованы при защите проектно-технической документации, проектных заданий и технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти в Центральной комиссии по разработке запасов и Государственном комитете по запасам.

Завершен целевой инновационный проект по созданию алгоритмов, методик и программных модулей, по результатам которого был создан программный комплекс «РН-КИН» для проектирования разработки месторождений. В рамках внедрения ПК «РН-КИН» в активы Компании заключены лицензионные договоры с 13 дочерними обществами Компании на общую сумму 97,15 млн. руб. В целях поддержки программы обучения молодых специалистов передана неисключительная лицензия на ПК «РН-КИН» в ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет» на льготных условиях.

3. Сбалансированная производственная структура

ОАО “Роснефть” имеет группу предприятий, которые делятся по выполняемым ими функциям (разведкой, добычей, переработкой и сбытом)и имеют свои цели и задачи, что позволяет сосредоточить генеральный штаб на выполнение глобальных задач и функций. Для обеспечения их эффективной и полноценной деятельности существуют вспомогательные сервисные предприятия, входящие в структуру ОАО “Роснефть”. Такие как ООО «РН-Сервис», ООО «РН-Бурение», ООО «РН-Энерго», ООО «РН-Информ», ООО «РН-Учет», ООО «РН-Охрана», ООО «РН-Пожарная безопасность» и ООО «РН-Строй». При такой структуре гораздо проще управлять как компаниями входящими в ОАО «Роснефть», так и финансовыми потоками и издержками.

4. Управление производственными и финансовыми затратами

1 кв. 2015 г. характеризовался резко негативным влиянием макроэкономических факторов на деятельность Компании: рекордное снижение цен на нефть в долларовом выражении на 30% не было в достаточной мере скомпенсировано ослаблением рубля, демонстрировавшего высокую волатильность. В результате рыночная рублевая стоимость барреля нефти упала ниже 3 300 руб./барр, или на 8,1% ниже, чем в 4 кв. 2014 г.

Дополнительный объем затрат Компании в 1 кв. 2015 г. по сравнению с 4 кв. 2014 г. за счет увеличения тарифов естественных монополий1 составил 11 млрд руб. Значительное увеличение ключевой процентной ставки в 4 кв. 2014 г. привело к росту стоимости фондирования в экономике, что привело к росту процентных расходов в рублях.

Также отрицательное влияние на результаты Компании оказало введение с 1 января 2015 г. новых ставок внутриотраслевых налогов. Негативный эффект от увеличения НДПИ, изменения пошлин и акцизов составил 20 млрд. руб. в 1 кв. 2015 г. В том числе отрицательный эффект роста расходов по НДПИ составил 88 млрд. руб., который не был в полной мере компенсирован положительным эффектом снижения расходов по экспортной пошлине (46 млрд. руб.) и роста цен внутреннего рынка вследствие повышения экспортной альтернативы, в том числе, с учетом снижения акцизных ставок (22 млрд. руб.).

Несмотря на действующие с начала года неблагоприятные для отрасли факторы, такие как падение цены на нефть, волатильность валют, увеличение тарифов естественных монополий, высокий уровень ключевой процентной ставки заимствований и ставок налогов, Компания показала устойчивость по основным производственным показателям добычи, переработки и сбыта. Компания продолжила активную реализацию ГРР, сохранив объемы ключевых элементов программы на уровне 1 кв. 2014 г. Компания продолжила поставлять нефтепродукты по стабильным ценам на внутренний рынок, обеспечивая потребности российских потребителей.

В течение 1 кв. 2015 г. за счет собственных средств и рефинансирования были погашены финансовые обязательства в общей сумме около 16 млрд. долл. Задолженность по бридж-кредитам, привлеченным для приобретения ТНК-BP, полностью погашена.

Компания продолжает эффективно управлять затратами и генерировать положительный свободный денежный поток. Операционные рублевые затраты в добыче в 1 кв. 2015 г. относительно 4 кв. 2014 г. сократились на 3,1%, до 157 руб. на б.н.э. на фоне роста цен в промышленности, которые за тот же период увеличились на 11,8%. Это подтверждает правильность выбранной бизнес модели и высокую устойчивость бизнеса Компании

Производственные показатели

Разведка и добыча

В 1 кв. 2015 г. добыча углеводородов Компании составила 63,2 млн. т.н.э., среднесуточная добыча углеводородов достигла 5,2 млн б.н.э./сут, что на 2,1% превышает аналогичные показатели за 1 кв. 2014 г. В 1 кв. 2014 г. добыча углеводородов составила 61,9 млн т.н.э.

По итогам 1 кв. 2015 г. завершено испытание 4 поисково-разведочных скважин. Были успешно завершены 9 сейсморазведочных проектов. По сравнению с 1 кв. 2014 г. Компания увеличила темпы выполнения сейсморазведочных работ 2D более чем в пять раз и 3D - на 1%. В 1 кв. 2015 г. было открыто 11 новых залежей с запасами (ABC1+C2) более 5 млн т.н.э.

Для реализации комплекса заявленных объемов работ на лицензионных участках на шельфе в Западной Арктике в период с 2015 по 2021 годы Компания получила все необходимые заключения государственной экологической экспертизы. Впервые Компанией применена новая технология по выявлению зон активной нефтегазоносности и перспективных объектов методом гелиевой съемки изысканий на Восточно-Прибрежном лицензионном участке в акватории Охотского моря.

В 1 кв. 2015 г. в рамках решения задачи по освоению ресурсов Восточной Сибири было запущено в пробную эксплуатацию Северо-Даниловское месторождение с дебитами скважин на фонтанном режиме более 200 тонн в сутки. Компания продолжила планомерную работу по повышению эффективности бурения, сосредоточившись на подборе оптимальных технологий и методов строительства скважин. В результате опытно-промышленных работ на Приразломном месторождении только за счет оптимизации технологических операций при бурении и спуске хвостовика удалось сократить сроки бурения горизонтальных скважин с многостадийным ГРП на 30%. До конца года в Нефтеюганском районе планируется реализовать пилотный проект по строительству горизонтальных скважин облегченной конструкции, что позволит снизить сроки бурения еще на 20%.

Внедрение новых и оптимизация существующих технологий заканчивания скважин, повышение коммерческой скорости бурения, внедрение компоновок для одновременно-раздельной добычи из нескольких пластов, управление пластовым давлением и другие мероприятия, позволили повысить эффективность зрелых месторождений и обеспечат поддержание уровней добычи в будущем. Наработка опыта применения многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» позволила достичь в 1 кв. 2015 г. дебита новых скважин в 58,5 т/сут (+24% по сравнению с 1 кв. 2014 г.), оптимизация проводки в режиме реального времени горизонтальных скважин ООО «РН-Уватнефтегаз» обеспечила увеличение дебита новых скважин за 1 кв. 2015 г. до 115,9 т/сут (+11% по сравнению с 1 кв. 2014 г). Кроме того, за счет роста пластового давления, обеспеченного организацией эффективной системы ППД в ООО «РН-Уватнефтегаз» в 1 кв. 2015 г., по сравнению с 1 кв. 2014 г., значительно (на 5,4 процентных пункта) снизился темп падения базовой добычи.

В январе 2015 г. Компания подписала договор поставки 13 буровых установок с ООО «Уралмаш НГО Холдинг», которые должны приступить к работе в течение года на объектах ООО «РН-Юганскнефтегаз». К концу 2015 г. Компания планирует закончить программу обновления и расширения собственного бурового сервиса. Продолжается планомерная реализация стратегии повышения обеспеченности собственным буровым сервисом, общее количество буровых бригад на конец 1 кв. 2015 г. составило 201, что соответствует ранее заявленным ориентирам. Как следствие, рост проходки в эксплуатационном бурении по сравнению с 1 кв. 2014 года составил 36%.

В целях повышения операционной эффективности и обеспечения потребности Компания реализует программу по развитию собственного сервиса в области ГРП.

По итогам 1 кв. 2015 г. добыча газа составила 15,8 млрд куб.м, увеличившись на 19,7% по сравнению с 1 кв. 2014 г. Увеличение объемов добычи газа обеспечено, в основном, положительной динамикой добычи на месторождениях Ванкорнефти, Пурнефтегаза, Сибнефтегаза. Рост добычи на Ванкорском месторождении связан с запуском в эксплуатацию системы внешнего транспорта газа во 2 кв. 2014 г. Увеличение добычи Пурнефтегаза, в основном, обеспечено выполнением программы ГТМ на Комсомольском, Губкинском и Харампурском месторождениях. Рост добычи Сибнефтегаза обусловлен началом добычи газа на Хадырьяхинском лицензионном участке в декабре 2014 г.

Компания последовательно повышает уровень использования попутного нефтяного газа, который в 1 кв. 2015 г. достиг 87,4%. Стратегической целью Компании является достижение уровня сжигания ПНГ менее 5%.

По итогам 1 кв. 2015 г. Компания продолжает сохранять лидирующие в отрасли позиции по удельным значениям операционных и капитальных затрат.

Переработка и коммерция

В 1 кв. 2015 г. российскими и зарубежными НПЗ Компании переработано 24,3 млн. т нефти. В силу высокой волатильности и нестабильности ценовых и финансовых показателей, а также изменения налогообложения в нефтяной отрасли перерабатывающие мощности были загружены на экономически эффективном максимуме, в связи с чем часть сырья была распределена в более маржинальный экспортный канал.

На фоне снижения цены Urals (-50% по отношению к 1 кв. 2014 г.) и изменения налогообложения Компания продолжила эффективно распределять ресурсы и обеспечила бесперебойную отгрузку нефти и нефтепродуктов, выполнив все контрактные обязательства, при этом в 1 кв. 2015 г. доля высокомаржинальных каналов реализации нефти увеличилась до 54%. В 1 кв. 2015 г. увеличен объем поставок нефти и нефтепродуктов по долгосрочным договорам в дальнее зарубежье в европейском и восточном направлениях на 11,1% по сравнению с 1 кв. 2014 г., включая поставки по контрактам, предусматривающим долгосрочные предоплаты, в размере 8,4 млн т. Объем реализации нефти и нефтепродуктов за 1 кв. 2015 г. вырос на 3,5% по сравнению с 4 кв. 2014 г. и составил 52,8 млн т. В 1 кв. 2015 г. произошло увеличение объемов реализации газа на 10,3% по сравнению с аналогичным периодом 2014 г., обусловленное началом поставок по новым контрактам, заключенным в 2014 г. Компания принимает активное участие во всех прошедших сессиях биржевых торгов природным газом с момента их запуска в конце 2014 г., занимая 50%-ную долю в общем объеме реализации газа на бирже.

В 1 кв. 2015 г. было приобретено предприятие ЗАО «Новокуйбышевская нефтехимическая компания» в Самарской области. Производственные мощности завода позволяют перерабатывать до 1,7 млн т углеводородного сырья в год для выпуска конкурентоспособной по параметрам качества и технологий на российском рынке продукции газопереработки и нефтехимии. В результате приобретения ожидается получение синергетического эффекта от интеграции предприятия с близлежащими НПЗ и ГПЗ Компании за счет улучшения логистических схем и оптимизации ассортимента продукции нефтепереработки и нефтехимии, включая высокооктановые присадки, а также гарантированной переработки перспективных объемов продуктов переработки попутного газа с месторождений Компании.

Финансовые показатели

Выручка от реализации составила 1 288 млрд. руб. (21 млрд долл. США). На фоне снижения мировых цен (-12% в рублевом выражении по отношению к 1 кв. 2014 г.) эффективное распределение ресурсов и использование высокомаржинальных каналов реализации позволили скомпенсировать снижение выручки, составившее 6,3% по отношению к 1 кв. 2014 г.

Скорректированная прибыль до уплаты процентов, налога на прибыль и амортизации (EBITDA) составила 286 млрд руб. (4,5 млрд долл.). В 1 кв. 2015 г. маржа cкорректированной EBITDА cоставила 22% против 21% в 1 кв. 2014 г. Компания продолжает предпринимать меры по эффективному регулированию и сокращению операционных и административных затрат. По итогам 1 кв. 2015 г. административные затраты сократились на 10% по отношению к 4 кв. 2014 г. Чистая прибыль Компании за 1 кв. 2015 г. составила 56 млрд руб. (1 млрд долл.), что на 30,2% превышает показатель прибыли3 за 1 кв. 2014 г.

Уровень чистого долга в долларовом выражении сократился на 4,8% по отношению к 1 кв. 2014 г. В 1 кв. 2015 г. были выплачены около 7,2 млрд долл. США, с учетом начисленных процентов, в рамках досрочного окончательного погашения бридж-кредита, привлеченного для финансирования приобретения ТНК-ВР. Сумма общей консолидированной задолженности сократилась за квартал на 7,4% в долларовом эквиваленте.

Положительный свободный денежный поток за 1 кв. 2015 г. увеличился до 130 млрд. руб. (на 7,4% по сравнению с 1 кв. 2014 г.) вследствие эффективных мер контроля за оборачиваемостью оборотного капитала, что стабильно обеспечивает погашение всех финансовых обязательств Компании в установленный срок.

По итогам 2014 г. Совет Директоров ОАО «НК «Роснефть» рекомендовал выплатить дивиденды в размере 8,21 руб. на акцию, что соответствует 25% от чистой прибыли Компании по МСФО.

Таблица 9

Сеть АЗС

6. Качество управления компанией

При реализации стратегии развития «Роснефть» ставит своей целью, как увеличение акционерной стоимости Компании, так и достижение самых высоких стандартов в управлении. В Компании исходят из твердого убеждения, что эти две цели взаимосвязаны. Приверженность прозрачному и ответственному управлению бизнесом чрезвычайно важна для поддержания доверия инвесторов и для получения всеми нашими акционерами максимальной отдачи от своих инвестиций в долгосрочной перспективе.

Эффективное руководство компанией -- важный аргумент в пользу успешности нашей деятельности в глазах наших зарубежных партнеров. Это является отличительной чертой самых признанных корпораций мира. Мы уверены, что добросовестное корпоративное управление выгодно всем заинтересованным сторонам, включая клиентов, поставщиков, партнеров, сотрудников и акционеров нашей Компании. Руководство НК «Роснефть» в своих действиях будет неизменно в одинаковой степени учитывать интересы различных групп акционеров Компании.

Прозрачность финансовой отчетности - еще один важный элемент корпоративного управления. «Роснефть» имеет богатый опыт составления ежеквартальных, полугодовых и годовых отчетов в соответствии с Общепринятыми принципами бухгалтерского учета (ОПБУ) США. Мы намерены и в будущем следовать этой практике. Ближайшая задача, которую ставит наше открытое акционерное общество с целью дальнейшего усовершенствования процедуры финансовой отчетности в соответствии с ОПБУ США, - продолжать сокращать временной разрыв между окончанием периода финансовой отчетности и датой опубликования показателей финансовой деятельности за этот период.

Одним из наиболее убедительных свидетельств применения на практике принципов сильного корпоративного управления можно назвать состав Совета директоров и его комитетов. Члены Совета директоров ОАО «НК «Роснефть» - опытные руководители, пользующиеся высоким авторитетом в деловом сообществе. Для более эффективного рассмотрения вопросов на заседаниях совета директоров, по многим наиболее важным тематикам свои рекомендации предоставляют постоянно действующие Комитеты Совета директоров - Комитет по кадрам и вознаграждениям, Комитет по стратегическому планированию и Комитет по аудиту.

В компании «Роснефть» понимают, что репутация организации, которая строго придерживается высочайших стандартов корпоративного управления, не может быть создана в один день. На это требуется время. И мы уверены, что сможем создать себе такую репутацию. Мы стремимся развивать свой бизнес. Мы готовимся к преодолению будущих трудностей, неизбежных в энергетическом секторе. И мы следуем принципам прозрачного и ответственного управления. Все это вместе позволит нам завоевать ваше доверие.

доходный сравнительный стоимость нефтегазовый компания

2. Формирование оценки стоимости нефтегазодобывающей компании

2.1 Оценка стоимости методом доходного подхода

Доходный подход основывается на принципе, согласно которому текущая рыночная стоимость объекта - это текущая стоимость чистых доходов, ассоциированных с объектом оценки.

В рамках данного подхода будет использован метод дисконтированных денежных потоков, который, по оценкам западных специалистов, применяется в 90% случаев применения доходного подхода.

Главное преимущество оценки стоимости компании с опорой на прогноз денежных потоков заключается в следующем: будущие прибыли от бизнеса прямо учитывают лишь ожидаемые текущие издержки по производству и продаже продукции, в то время как будущие капиталовложения в прогнозе прибылей отражаются только частично - через их текущую амортизацию.

Прогноз добычи нефти строят на основе ретроспективного анализа и данных о запасах нефтяных ресурсов компании.

Среднегодовая цена на реализуемую нефть по периодам прогнозируется на основе данных о цене реализации нефти компанией и на основе вероятных уровней мировых цен на нефть марки «Юралс», прогнозированных Министерством финансов РФ.

Совокупность исходных прогнозных допущений, позволяющих рассчитывать будущие денежные потоки, представлена в таблице 4.

Нестабильная экономическая ситуация в мире и в России, трудность прогнозирования цен на нефть на внешнем и внутреннем рынках, динамика обменного курса доллара, изменения в налогообложении сопровождаются с большими рисками, нам представляется правомерность измерять эти риски через ставку дисконтирования.

Ставка дисконта определяется ниже указанным методами:

- средневзвешенных затрат на капитал (WACC);

- кумулятивного построения;

- модели оценки капитальных активов (CAPM).

Чтобы пропорционально распределить корпоративные и внешние риски, влияющие на стоимость компании и на полученные ставки дисконта, присвоим каждой ставке весовые коэффициенты, позволяющие отдать относительное предпочтение методу, наиболее отражающему специфику бизнеса в ситуации, сложившейся в мире и в России.

Таблица 10

Исходные положения для прогноза денежных потоков нефтяной компании

1. Определим ставку дисконта с помощью модели кумулятивного построения. За базу расчетов в этом методе берется ставка дохода по безрисковым вложениям, к которой прибавляется дополнительный доход, связанный с риском инвестирования в данный вид бизнеса. Затем вносятся поправки на действие количественных и качественных факторов риска, связанных со спецификой данной компании. Ставку дисконта определяют по формуле (1):

I = I₀ + I_i, (1)

где I₀ - безрисковая ставка;

I_i - поправки на различные виды риска.

Структура ставки дисконтирования приведена в таблице 5.

Таблица 11

Структура ставки дисконта

Приведем расшифровку значений экспертных оценок.

1. За безрисковую норму дохода принимается ставка рефинансирования ЦБ (ключевая ставка) равная 11%.

2. Размер компании

Компания ОАО «НК Роснефть» лидер российской нефтяной отрасли и крупнейшая публичная нефтегазовая корпорация мира. Данный риск оценивается в 2%.

3. Геологический риск равен 6%

Согласно результатам аудита, проведенного компанией DeGolyer & MacNaughton по классификации SEC (комиссия по ценным бумагам и биржам США), предусматривающей оценку до конца срока рентабельной разработки месторождений, на 31.12.2014 доказанные запасы углеводородов НК «Роснефть» составили 33 977 млн. барр. н.э. (4 595 млн. т н.э.). Коэффициент замещения запасов углеводородов по классификации SEC составил 154%. Прирост запасов углеводородов составил 963 млн. барр. н.э. (134 млн т н.э.), что составило +3% к 2013 году.

По классификации PRMS (Система управления углеводородными ресурсами) запасы углеводородов по категории 3Р на 31.12.2014 составили 106 359 млн. барр. н. э. (14 428 млн. т н.э.). Прирост к 2013 году составил +5%. Объём доказанных запасов (1Р) составил 43 085 млн. барр н.э. (5 836 млн. т н.э.), таким образом, обеспеченность НК «Роснефть» доказанными запасами углеводородов составила 24 года.

4. Недостаточная диверсификация рынков сбыта

Основными видами деятельности ОАО «НК «Роснефть» являются поиск и разведка месторождений углеводородов, добыча нефти, газа, газового конденсата, реализация проектов по освоению морских месторождений, переработка добытого сырья, реализация нефти, газа и продуктов их переработки на территории России и за ее пределами. Данный риск составляет 0%.

5. Прочие риски составляют 5%

Таким образом, на основании проведенного анализа норма дохода составит: 11%+13% = 24%

Для определения ставки дисконтирования в постпрогнозный период воспользуемся моделью Гордона, по которой годовой доход постпрогнозного периода капитализируется в показатели стоимости при помощи ставки капитализации, рассчитанной как разница между ставкой дисконтирования и долгосрочными темпами роста:

R = I - g, (2)

где R - ставка капитализации;

I - ставка дисконтирования;

g - долгосрочные темпы роста денежного потока (прибыли).

Долгосрочные темпы роста денежного потока (прибыли) принимаются равными 5%, следовательно, ставка дисконтирования в постпрогнозный период будет равна 19%.

2. Определим ставку дисконта методом капитальных активов (CAPM). Данный метод основан на предположении, что инвестор стремится к получению дополнительных доходов по сравнению с гарантированными доходами от безрисковых инвестиций.

Для определения ставки дисконта необходимы следующие данные:

1) безрисковая ставка дохода (Rf);

2) рыночная премия за риск (Rm);

3) премия за страновой риск (С);

4) коэффициент бета (), отражающий меру систематического риска;

re = Rf + (Rm-Rf)* + C = 8,5 + (13,72-8,5)*0,88 + 8,8 = 21,89%

На втором этапе были рассчитаны показатели доходности акций ОАО «Роснефть» и среднерыночной доходности. Расчет поквартальной доходности портфелей проводился по (2).

где (3)

R - доходность портфеля за период времени t;

стоимость портфеля на начало периода t;

стоимость портфеля на конец периода t.

Результаты расчетов представлены в таблице 12.

В таблице 12 обобщены исходные данные и приведен результат расчета ставки дисконта методом САРМ.

Таблица 12

Определение ставки дисконта методом капитальных активов

Анализ применения каждого метода определения ставки дисконта позволяет сделать следующие выводы и определить веса каждого показателя.

Модель капитальных активов (САРМ) расчета ставки дисконта основана на анализе массивов информации фондового рынка, конкретно - изменений доходности свободно обращающихся акций. Российский фондовый рынок недостаточно развит и стабилен.

Модель кумулятивного построения расчета ставки дисконта основана на экспертной оценке, то есть все оценки являются довольно субъективными и могут привести к искажению результатов оценки стоимости компании.

Определим средневзвешенную ставку дисконтирования (таблица 13).

Таблица 13

Определение средневзвешенной ставки дисконта

При оценке обоснованной рыночной стоимости необходимо точнее сформулировать цель оценки и рассмотреть несколько сценариев развития основных факторов внешней и внутренней среды, что позволит согласовать окончательные результаты расчетов.

Применение доходного подхода должно предусматривать следующие сценарии развития: консервативный, пессимистичный и оптимистичный.

Консервативный сценарий предусматривает построение нефтяного бизнеса с учетом современного состояния цен на нефть, налогового законодательства и затрат на добычу в прогнозный период (приложение А).

Пессимистичный сценарий (приложение Б) учитывает:

1) снижение темпов добычи компании на 2% (поскольку компания активно занимается поиском и разработкой новых месторождений, совершенствованием технологий, участием в иностранных проектах и т.д.);

2) увеличение налоговой нагрузки (экспортных пошлин) на 5%;

3) падение цен на нефть, вследствие чего закладывается снижение выручки на 7% по сравнению с консервативным сценарием.

Оптимистичный сценарий (приложение В) учитывает:

1) удержание темпов добычи на текущем уровне;

2) рост цен на нефть на 20%;

3) снижение налоговой нагрузки (экспортных пошлин).

В соответствии с выделенными сценариями развития нефтегазодобывающей компании, рассчитаем внутреннюю фундаментальную стоимость как средневзвешенную стоимость с учетом вероятности возникновения сценариев при средневзвешенной ставке дисконта (таблица 14).

Таблица 14

Расчет средневзвешенной стоимости нефтяной компании методом дисконтированных денежных потоков

2.2 Оценка стоимости методом сравнительного подхода

Рыночный (сравнительный) подход предполагает, что стоимость объекта может быть определена на основе стоимости аналогичных объектов на рынке, при этом необходимым условием является наличие достаточного количества объектов-аналогов и достоверных источников информации.

Сравнительный подход включает в себя три метода оценки: метод компаний-аналогов, метод сделок, метод отраслевых коэффициентов. В данной работе будет применен метод компаний-аналогов.

Метод компаний-аналогов основан на использовании цен, сформированных открытым фондовым рынком. Базой для сравнения служит цена акций акционерных обществ. Данный метод используется для оценки миноритарного пакета акций. Данные о сопоставимых предприятиях при использовании соответствующих корректировок могут послужить ориентирами для определения стоимости оцениваемого предприятия. Преимущество этого метода заключается в использовании фактической информации, а не прогнозных данных, имеющих известную неопределенность.

Первым этапом оценки стоимости компании данным методом является поиск компании-аналога.

В качестве компании-аналога возьмем компанию ПАО «Лукойл».

Уставный капитал ПАО «Лукойл» составляет 21 264 081,375 р. Цена одной обыкновенной акции на 31.12.14 равна 2540,5 р., общее количество обыкновенных акций, находящихся в обращении составляет 850 563 255 штук. Тогда, рыночная стоимость компании ПАО «Лукойл» равна 2160,86 млрд. р.

В таблице 15 приведено сравнение некоторых мультипликаторов оцениваемой и аналоговой компаний

Таблица 15

Сравнение мультипликаторов компаний-аналогов

Проведем более детальный анализ мультипликаторов компаний (таблица 16).