Ни для кого не секрет, какая отрасль является двигателем российской экономики. Экспорт сырой нефти и нефтепродуктов составляет почти две третьих от всего экспорта из России и вносит крайне необходимый вклад в бюджет страны. Этот сектор также важен на рынке акций: 9 из 30 составляющих индекса ММВБ – это ценные бумаги, выпущенные нефтегазовыми компаниями. По этому, было бы странно продолжать их игнорировать на этом блоге.
Стоит также добавить, что продукты топливной отрасли являются важным сырьем в практически всех других отраслях, поэтому вложение денег в одну из компаний ТЭК – это и хедж против роста расходов других компаний, в которые мы инвестируем.
Поскольку на рынке российских акций есть выбор из нескольких достаточно похожих друг на друга нефтегазовых компаний, имеет смысл использовать сравнительный метод оценки. При этом, сравнительный метод должен учесть все те факторы, которые учитываются при дисконтировании денежных потоков (ДДП), включая прибыльность, темп и продолжительность роста выручки, относительное долговое бремя, свободные денежные средства, долю миноритариев, и т.д.
Компании и методика оценки
В модель оценки я включил следующие компании: Роснефть, Лукойл, ТНК-BP, Газпром-нефть, Татнефть, Башнефть, Газпром и НоваТЭК. В этом списке не хватает Сургутнефтегаза – к сожалению, его менеджмент раскрывает так мало информации, что учесть его в оценке с какой-либо надеждой на точность невозможно.
Для оценки я использовал соотношение двух величин: доказанные запасы, поправленные на разницу в темпах добычи и прибыльности, и оценку операций компании рынком, учитывая долг, свободные денежные средства, долю миноритариев и инвестиции в неконсолидируемые компании.
Дисконтированные доказанные запасы с поправкой на прибыльность
Я начал с достаточно часто используемого для этой отрасли отправного пункта – доказанных запасов. Но просто рассчитать отношение рыночной капитализации к запасам, как это часто делается, недостаточно. Важно учесть те мощности, которые оцениваемые компании используют для извлечения энергоносителей из недр. Я учел их, представив запасы как серию годовых добыч сырья, равных по объему добытым в 2010г. Потом, я дисконтировал эти добычи, используя ставки дисконтирования, рассчитанные отдельно для каждой компании.
Ставки дисконтирования состояли из двух составляющих: стоимости капитала, используемой как ставка дисконтирования в моделях ДДП, и роста цены на добытое сырье. Хотя я и прогнозировал постоянные объемы добычи, цены на добываемое сырье, скорее всего, будут расти в долгосрочной перспективе. Если бы мы не учли рост цен, мы бы недооценили те компании, добыча запасов которых более растянута по времени.
В последние несколько лет в России происходила либерализация рынка газа. Стоимость газа на внутреннем рынке росла по 15% в год. Как долго такая либерализация будет продолжаться неизвестно. В моем прогнозе, я использовал рост цен в 15% до 2030 года для нефтяных компаний и до 2020 года для НоваТЭК. После этих периодов роста, цена сбыта Газпромом и НоваТЭК примерно выровняется, а цена сбыта газа нефтяными компаниями будет отражать дисконт, сходный текущему дисконту на внутреннем рынке нефти по отношению к внешнему. Скорее всего, такая оценка чересчур оптимистична по отношению к нефтяным компаниям и НоваТЭК, но это не важно, потому что для нефтяных компаний добыча газа – несущественная часть их деятельности, мало влияющая на справедливую стоимость, а НоваТЭК даже с таким оптимистичным прогнозом остается сильно переоцененным.
В результате, я получил дисконтированные запасы нефти и газа. Требуется перевести их в одну общую сумму запасов. В отчетности компаний и других оценках такая конверсия ведется, как правило, по физическому коэффициенту энергоемкости, составляющему примерно 5,9 баррелей нефтяного эквивалента на 1 000 кубометров газа. Однако рыночные цены на рынке сырья не всегда поддерживают такой фактор конверсии. На момент оценки, в Европе соотношение рыночных цен было примерно 2,8 баррелей нефти за 1 000 кубометров газа, то есть в 2 раза отличалось от соотношения энергоемкостей. Поэтому, для перевода запасов газа в нефтяной эквивалент я использовал рыночные цены. Я использовал рыночные цены на сегодняшний день, потому что изменение этих цен уже учтено в расчете ставки дисконтирования.
Нефтегазовые компании различаются в своей деятельности не только по запасам и добыче. Например, они различаются по объему перерабатывающих мощностей, развитости сетей сбыта, размеру управленческих расходов, и т.д. Мы можем постараться учесть эти различия, скорректировав дисконтированные запасы в зависимости от уровня операционной прибыли. Я добавил геологоразведочные расходы и амортизацию обратно в операционную прибыль для этого расчета, потому что геологоразведочные расходы относятся не только к существующим запасам, а амортизация отражает прошлые денежные затраты, которые могут и не повторяться в будущем. Затем, я поделил уточненную операционную прибыль на добычу в экономическом нефтяном эквиваленте. Получилось, что коэффициенты прибыльности у газовых компаний были заметно выше, чем у нефтяных. Возможно, это из-за того, что я использовал среднюю цену Urals для расчета экономического нефтяного эквивалента, а выручка нефтяных компаний на внутреннем рынке на самом деле намного ниже. Однако, это не влияет на результат, так как я использовал те же цены для перевода в экономический нефтяной эквивалент дисконтированных запасов.
Рыночная стоимость операций
Вторым шагом было рассчитать стоимость операций компаний. Как правило, последней стадией оценки методом ДДП является получение справедливой стоимости акции из текущей стоимости притоков свободных денежных средств в прогнозе аналитика. В этой оценке было необходимо проделать обратный путь от цены акции до текущей стоимости притоков свободных денежных средств, но уже в рыночной оценке.
К рыночной капитализации компании я добавил долг на балансе и вычел денежные средства и финансовые вложения, уже заработанные основной деятельностью компаний. Чтобы добавить стоимость инвестиций компаний в неконсолидируемые ими организации и вычесть долю миноритариев в консолидируемых компаниях, я умножил соответствующие строки отчета о прибылях и убытках на медиану коэффициентов цены акции к прибыли на акцию (P/E) для всех компаний. Я не использовал средний P/E из-за того, что он намного выше для НоваТЭК, чем для других сравниваемых компаний, и такая разница сильно влияет на среднее.
Результаты
Расчет дисконтированных запасов, с учетом прибыли, поделенных на стоимость операций дал следующие результаты:
Газпром и Лукойл – недооценены рынком;
Роснефть, ТНК-BP, Газпром-нефть, Татнефть и Башнефть – оценены примерно справедливо;
НоваТЭК – сильно переоценен.
Хотя Газпром, согласно использованной модели, недооценен сильнее Лукойла, Газпром более чем на половину принадлежит государству, у которого есть мотивы кроме извлечения прибыли из своей инвестиции. Я остерегаюсь инвестиций в гос. компании и поэтому предпочитаю Лукойл.
Файл с расчетами можно загрузить по следующей ссылке:
Некоторые варианты улучшения модели
По моему мнению, самая главная слабость этой модели в том, что она не учитывает расходы на разведку новых запасов и ее результаты. Их можно постараться учесть, используя действительные результаты геологоразведочных работ за последние несколько лет, но неизвестно, продолжатся ли такие результаты в будущем или нет. Понятно, что запасы нефти когда-нибудь иссякнут, но сложно предсказать когда, а уж тем более какая компания найдет больше из оставшихся ненайденных запасов.
Модель также не учитывает разницу в доступности уже доказанных запасов, но здесь некоторую уверенность дают поправки на темп добычи и прибыльность. Можно попытаться уточнить модель, используя прогнозы добычи на следующие несколько лет, часто сообщаемые менеджментом, но такая поправка будет субъективной.
Также, модель не учитывает вероятные и возможные запасы. Это упущение достаточно просто устранить, скорректировав размер этих запасов на примерную вероятность их нахождения и добавив их к доказанным запасам. Необходимо учесть, что подробные данные по вероятным и возможным запасам найти сложнее, чем по доказанным.
