Колонка Дмитрия Рябых

От нефтяников периодически можно услышать жалобы на то, что нет денег на развитие. Ну и вроде бы как действительно отрасль очень капиталоемкая. Вот, например, вчера правительством утвержден план развития отрасли, согласно которому $500 млрд должны быть поинвестированы в ближайшие 20 лет на развитие месторождений. То есть около $25 млрд в год. Цифра огромная и, понятно, что компании будут под эту программу просить себе льготы.

Но почему у нефтяников постоянно нет денег? Ведь это очень доходная отрасль. Если взять, например, ту же Газпром-Нефть, то у нее ROE составляет порядка 28%, то есть доходность капитала отличная. Казалось бы, что стоит такой компании привлечь внешние инвестиции? Ответ – в структуре пассивов нефтяных компаний.

Практически ни одна нефтяная компания мира не использует заемный капитал как источник финансирования своих проектов. Кредиты используются только для отдельных, незначительных целей и не превышают 10-15% пассивов компаний. Это объясняется двумя причинами:

• Цена на нефть за последние 30 лет колебалась с размахом в 6 раз! Компания, имеющая такие неустойчивые доходы, всегда предпочитает держать низкое значение финансового рычага.
• Нефтяные активы долгосрочные, 15-30 лет. Финансировать их надо бы кредитами аналогичной длительности. Но получать такие кредиты очень непросто. Финансировать же 10-летним кредитов 20-летний актив не очень хорошо с точки зрения финансового состояния компании.

Поэтому нефтяные компании располагают только собственным капиталом и даже при хороших финансовых показателях имеют проблемы с финансированием инвестиций.

Вообще-то на рынке есть еще сектор, который последние годы имел такую же рентабельность собственного капитала, как и нефтяные компании. Это строительство. Строители находились в таком же положении, как и нефтяники, но они активно пользовались кредитами. Ну и с одной стороны – мы видим результат. А с другой стороны – без кредитов большинства тех компаний, которые сейчас банкротятся, просто вообще не было бы. Поэтому не всё так однозначно, каждому сектору своё соотношение долга и собственного капитала.

P.S. А еще нефтяники любят жаловаться на наше государство по поводу налогов. Дескать, всё забирает с помощью НДПИ и прочего. Сравнил их с крупнейшими мировыми компаниями, получилось, что итоговая налоговая нагрузка примерно одинаковая и составляет 15-25% от оборота (в список налогов не включен НДС). Довольно скромная нагрузка, между прочим. У нашей компании такая же, хотя мы и не используем российские природные ресурсы.

Я уже писал однажды, что анализ инвестиционных проектов с применением метода Монте-Карло практически всегда оказывается фикцией из-за низкого качества подготовки исходных данных. Однако есть ситуации, когда это не так.

Примером проекта, в котором анализ Монте-Карло может принести реальную пользу, является проект разработки куста на месторождении. У такого проекта есть три важных фактора неопределенности:

• неизвестна точная цена на нефть;
• неизвестна точная стоимость бурения каждой скважины (а бурение скважин – это не менее 70-80% затрат на разработку куста);
• неизвестен дебит скважины.

Первый параметр – экономический и для его анализа лучше подходить с чисто экономическими моделями. А вот два следующих параметра – технологические. Причем они независимы друг от друга (нулевая корреляция), по каждому из них накоплена статистика (на одном месторождении может быть десятки и сотни скважин) и от проекта к проекту их статистика не меняется. А это хорошая основа для построения модели Монте-Карло. Использовать придется именно Монте-Карло, просто учесть средние значения недостаточно. (далее…)

В любой отрасли есть проекты, которые связаны с выполнением требований всяческих надзорных органов. Самый типичный случай – экология, но в принципе, вариантов много. Поскольку легче всего решения об инвестировании принимаются тогда, когда известен экономический эффект, то и по таким проектам всегда стараются его определить. Но на практике с выделением экономического эффекта от этих инвестиций возникает много проблем.

Вот конкретный пример ситуации, которую нам пришлось разбирать.

На месторождении проложены трубопроводы. Часть из них – для нефти, часть – для закачки воды. Теоретически, проложенный один раз трубопровод может прослужить и 20 лет, и даже больше. Но по мере старения, трубопровод всё чаще рвется. А каждый порыв – это не только необходимость ремонта, но также потерянная нефть и самое главное – экологический ущерб и необходимость его устранения. Соответственно, надо трубопроводы менять. А чтобы принять решение о замене, надо бы оценить экономический эффект этого мероприятия.

Начинается всё, естественно, с прогнозирования числа порывов. Для этого используются статистические данные, которых достаточно много, ведь трубопроводов десятки и эксплуатируются они уже не одно десятилетие. Затем для каждого порыва надо определить ожидаемый убыток. И вот тут есть варианты…
Возможны два подхода:

1. Считать убытком только реально возникающие расходы: стоимость ремонта и потерянную нефть.
2. Считать убытком расходы, которые возникнут «в идеальном мире», т.е. если компания заплатит все штрафы и проведет полную рекультивацию земель.

Первый подход методически правильнее и честнее. Штрафы и другие экологические выплаты возникают далеко не всегда, реальные расходы на них относительно невелики. Следовательно, считать их стабильным убытком от порывов было бы неверно. Но если исключить штрафы, то экономический анализ почти всегда будет приводить к выводу, что замена трубы нерентабельна. И поэтому сотрудники компаний, от которых требуют эффективных проектов, идут по второму пути.

Во втором же случае обычно оказывается, что проекты замены трубопровода очень выгодны. Ещё бы! Ведь размер штрафов обычно как раз рассчитан на то, чтобы нарушителю (если его поймали) было крайне невыгодно его платить. Поэтому все те, от кого требуют обоснования таких проектов, охотно включают штрафы в список сэкономленных затрат. Проблема только в том, что оценка проекта в этом случае опирается на совершенно виртуальные, не существующие в действительности цифры. Что делает весь анализ бессмысленным.

Выход заключается в том, чтобы действовать первым способом, но не пытаться принимать решение на основе каждого отдельно взятого проекта, а учитывать их отрицательный NPV в составе общих денежных потоков месторождения и уже на основании общей картины формировать экологический бюджет.

По результатам полутора недель, проведенных в Сибири за работой над проектами компании «Газпром-нефть» появилось несколько соображений, касающихся особенностей оценки инвестиций в нефтегазовой сфере. Кое-что из этого я попробую изложить здесь. И начну с самого интересного вопроса, с того, как формируются прогнозы выручки в добывающих проектах.

Важная оговорка. Все описанные ниже принципы касаются только проектов в рамках действующих месторождений. Для проектов разработки новых месторождений действуют свои принципы.

Проблема состоит из нескольких частей. Во-первых, это выбор валюты. В принципе, мы привыкли считать стоимость нефти в долларах и это как-то естественно подталкивает к мысли о том, что добывающие проекты (у которых конечный продукт – только нефть) можно тоже считать в долларах. Но на самом деле, делать так нельзя. И вот почему:

1. В затратах проектов, как текущих, так и инвестиционных, 90% составляют затраты, номинированные в рублях (конкретно эта величина взята из годового отчета «Газпром-нефти», но у других компаний картина похожая).
2. Только часть (у каждой компании по-своему, но не более 50%) продаж идет на экспорт. Остальное – на переработку на внутреннем рынке. А это чисто рублевые доходы.
3. В структуре налоговых платежей (НДПИ) есть составляющие, автоматически меняющиеся при изменении курса рубля к доллару. Поэтому изменение курса не влечет такое же изменение чистой выручки, т.к. эти налоги немного смягчают эти колебания.

Исходя из этого, можно совершенно уверенно сказать, что прогнозы продаж в добывающих проектах надо делать в рублях.

Второй вопрос – колебания цен на нефть и учет их в проекте. Здесь приходится прийти к следующим выводам. У нас нет никакой возможности с разумной точностью прогнозировать динамику цен на нефть на мировом рынке. Поэтому, все прогнозы делаются исходя из постоянной цены. Эта цена в проекте определяется следующим образом:

1. Определяем ожидаемую цену на мировом рынке. Если более серьезных обоснований нет, то можно воспользоваться средними историческими ценами за последние 30 лет. Данные, приведенные к долларам 2008 года есть, например, у Forbs. По этому графику средняя цена получается на уровне $43.
2. Переходим к цене в рублях за тонну. Поскольку баррель – объемный показатель, а тонна – весовой, то коэффициент будет зависеть не только от текущего курса, но и от плотности нефти (она бывает разной). Если примерно, то для $43 за баррель получим 10 100 руб. за тонну.
3. Приводим эту цену к месторождению. То есть вычитаем стоимость доставки и прочее (НДПИ вычитать не надо, его лучше учитывать в составе проекта), определяем учетную цену, по которой будет продаваться от месторождения тонна нефти. Это тоже зависит от месторождения, но в целом у нас останется 40-50% от первоначальной цены.

Теперь мы получили цену, которую будем закладывать в прогноз объема продаж. Осталось последнее. Надо решить как поступать с будущими изменениями цен в проекте.

Наши затраты зависят то того, как будут меняться цены на промышленную продукцию, а также, отчасти, от индекса потребительских цен (ИПЦ). Доходы же, если мы зафиксировали долларовую цену, будут демонстрировать частичную зависимость от курса. А вот долгосрочный прогноз курсовых изменений можно прогнозировать, опираясь на соотношение инфляций в России и в США (это не четкая методика, а всего лишь одна из гипотез, используемых в долгосрочном анализе курсов). Изучив эту ситуацию, можно прийти к выводу, что правильным подходом будет заложить в основу нашего прогноза инфляцию, равную прогнозу ИПЦ или индексов на пром. продукцию.

И вот итог. Расчет проектов ведется в рублях, исходя из:

• постоянной цены на нефть на мировом рынке (если нет других данных, то можно использовать 10 100 руб. за тонну);
• постоянной цены нефти на месторождении, без учета стоимости доставки (рассчитывается по текущим данным, обычно составляет 40-50% от конечной цены);
• прогнозной инфляции, равной ИПЦ (расчет может быть сделан в постоянных ценах, но тогда надо для дисконтирования использовать реальные ставки, рассчитанные исходя из этой инфляции).

Не то чтобы это очень твердо обоснованный и точный подход. Но он представляется мне оптимальным. И, кстати, достаточно хорошо отвечает сложившейся практике.