22 мая 2015 mindspace.ru
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.
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). 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:
Обеспечена ли компания уровнем запасов, необходимым для поддержания добычи.
Занимается ли она поиском и разведкой новых месторождений.
Восполняет ли она свои запасы в необходимом объеме.
Какие коэффициенты использовать для анализа нефтегазовых компаний
Ранее мы обсудили, что нефтяной и газовый бизнес отличает своя специфика и для анализа его эффективности нужны свои коэффициенты. Здесь мы рассмотрим ключевые из них: 1. P/R Ratio. 2. Reserve Life Index. 3. RRR Ratio. Именно их чаще всего применяют к оценке компаний из добывающей отрасли. Все данные для их расчета (объемы добычи и величину запасов сырья) можно найти в отчетах компаний, которые они публикуют на своих ресурсах в разделе Investor Relations, или на сайте Комиссии по ценным бумагам и биржам США (SEC) в разделе Company Filings.
1. Коэффициент добычи к запасам (Production to Reserves Ratio, P/R Ratio)
Истощаемость запасов — реалии нефтегазодобычи, и для стабильной работы на рынке компания должна восполнять свои резервы (через поиск и разработку месторождений, а также закупку сырья).
В результате чего при оценке компании на эффективность ключевое значение имеет объем денежных средств, направляемый ею на формирование запасов. Понять, какую часть доходов от добычи ресурсов предприятие тратит на их возмещение, позволяет коэффициент P/R Ratio. Рассчитывается он как:
P/R Ratio (%) = Production/Reserves * 100%
P/R Ratio (%) = Добыча/Запасы * 100%
В связи с тем, что природный газ измеряется в млрд. куб. футов (Bcf), а нефть — в млрд. баррелей (MMBbls), то для сопоставимости данных нужно Bcf перевести в баррели нефтяного эквивалента (MMBoe). Хотя переводить их вам вряд ли придется (обычно компании публикуют данные как в Bcf, так и в MMBoe, и на примере отчета Exxon Mobil Corp. за 2014 г. они выглядят так и так).
Тем не менее, при необходимости пересчета вы просто делите величину в Bcf на 6 (1 MMBoe = 6 Bcf) или используете онлайн-конвертер.
Так, если компания XYZ добывает в год 2000 Bcf газа и 800 MMBbls нефти при объеме запасов 12000 MMBoe, то ее коэффициент добычи к запасам составит 9,4%.
P/R Ratio (%) = (2000/6) + 800))/12000 = 9,4%
2. Индекс срока жизни запасов (Reserve Life Index, RLI)
Индекс срока жизни запасов или обеспеченности добычи запасами является обратным к предыдущему коэффициенту P/R Ratio. Измеряется он в годах и показывает, на сколько лет компании хватит ее запасов при текущем уровне добычи. (При условии, что она не наращивает объем новых запасов.) Для его расчета необходимо разделить 1 на значение P/R Ratio.
RLI (лет) = 1 /P/R Ratio
RLI (лет) = 1/Коэффициент добычи к запасам
Чем выше обеспеченность добычи запасами, тем лучше. И если взять для расчета данные из примера выше, то компании XYZ имеющихся резервов хватит на 10,6 лет (RLI = 1/0,094), что можно считать в пределах нормы. Для сравнения, у таких крупных игроков нефтегазового рынка, как Exxon Mobil (XOM), Chevron (CVX) и Conoco Phillips (COP), индекс срока жизни запасов варьируется от 11 до 16 лет.
3. Коэффициент замещения запасов (Reserve Replacement Ratio, RRR Ratio)
Коэффициент замещения запасов позволяет оценить уровень восстановления запасов. А именно: понять, наращивает ли компания свои ресурсы или их истощает. Расчет данного показателя дает представление об эффективности добывающей компании и ее потенциале. Измеряется RRR Ratio в процентах и рассчитывается как:
RRR Ratio (%) = (Increase in Reserves + Production)/Production
RRR Ratio (%) = (Изменение в запасах + Добыча)/Добыча
Как и в случае с P/R Ratio, величина запасов и добычи для расчета должна быть в баррелях нефтяного эквивалента (MMBoe). В условиях стабильного спроса на рынке величина RRR Ratio должна быть не ниже 100%, то есть соотношение запасов к добыче должно составлять 1:1. Для добывающей компании это минимально необходимый уровень. Для сравнения, у Exxon Mobil данный коэффициент в 2014 году составлял 104%.
После расчета коэффициентов и проверки компании на обеспеченность запасами следующее, что нужно сделать, это убедиться, достаточно ли у нее денег для восполнения резервов в дальнейшем. Это можно понять по величине и динамике ее денежного потока от операций (Operating Cash Flow, OCF). Поиск, разведка и разработка месторождений — все это требует серьезных вложений и, только имея устойчивый денежный поток, нефтегазовый бизнес может расти и кредитоваться.
Денежный поток от операций (Operating Cash Flow, OCF)
Специфика добывающего бизнеса такова, что он сопряжен с высоким объемом капитальных затрат, долговой нагрузки и неденежных расходов. Под неденежными расходами (Non-Cash Expenses) подразумеваются амортизация, износ и истощение ресурсов (Depreciation, Depletion & Amortization), а также отложенные налоговые активы и обязательства (Deferred Taxes Assets and Liabilities).
Все эти расходы в нефтегазодобыче представляют весомую долю затрат и то, насколько они влияют на бизнес компании, отражает ее операционный денежный поток. Будучи рассчитанным непрямым методом (а именно его применяют публичные компании), OCF учитывает неденежные затраты и потому является ключевым показателем при анализе нефтяных и газовых компаний. Данные о его величине можно найти в отчете компании о движении денежных средств (Cash Flow Statement), размещенных на финансовых сайтах, например, на Yahoo!Finance.
В свою очередь, сравнив денежный поток от операций с рыночной стоимостью компании, можно получить показатель Цена/Денежный поток (Price to Cash Flow, P/CF Ratio), который лучше, чем Цена/Прибыль (Price/Earnings Ratio, Р/Е) дает представление о справедливости ее оценки. О том, как использовать P/CF Ratio и другие стоимостные коэффициенты для оценки нефтегазового бизнеса, мы поговорим с вами в заключительной части.
После проверки нефтегазовой компании на эффективность и способность генерировать кэш, можно переходить к оценке ее на привлекательность для инвестиций. А говоря проще, к выяснению того, дороги или дешевы ее акции и стоит ли их покупать. Для этого мы будем использовать стоимостные коэффициенты. Но не привычные Р/Е, Р/B, Р/S и P/CF (вы и так знаете, как их применять), а те, что предназначены для добывающей отрасли. И рассмотрим мы следующие из них: 1. EV/DACF 2. EV/EBITDA (EBITDAX) 3. EV/BOE/D; 4. EV/2P. Как видно, в основе всех этих мультипликаторов лежит стоимость компании (Enterprise Value, EV).
Стоимость компании (EV)
Enterprise Value представляет собой оценку стоимости компании с учетом всех источников ее финансирования: долговых обязательств, привилегированных и обыкновенных акций и доли участия внешних владельцев.
Рассчитывается она на базе рыночной капитализации компании (Market Capitalization) с учетом ее чистого долга (Net Debt) и доли акций, принадлежащей миноритарным акционерам (Minority Interest):
Enterprise Value = Market Capitalization — Net Debt + Minority Interest
Стоимость компании = Рыночная капитализация — Чистый долг + Доля меньшинства
Подробно о том, как вычислять Enterprise Value, я пишу здесь. Данные о рыночной капитализации компании можно найти на финансовых сайтах, в частности, на Yahoo!Finance. Здесь же в балансе компании (Balance Sheet) можно узнать величину ее обязательств и долю участия внешних владельцев.
1. Cтоимость компании к DACF (EV/DACF)
В связи с тем, что большинство нефтегазовых компаний сильно закредитованы, применение стандартного коэффициента Цена/Денежный поток (Price to Cash Flow, P/CF) для их сравнения неэффективно. Потому как высокий объем долгов заставляет P/CF компаний выглядеть лучше и тем самым искажает оценку. Для устранения такого эффекта был разработан показатель EV/DACF. При его расчете используется денежный поток от операций с поправкой на финансовые расходы: процентные выплаты, налог на прибыль, привилегированные акции. Это делает его объективней P/CF и позволяет сопоставлять компании c различным размером долгов. Рассчитывается EV/DACF как:
EV/DACF = Enterprise Value/Debt Adjusted Cash Flow
EV/DACF = Стоимость компании/Величина скоректированного на долги денежного потока от операций, где
Debt Adjusted Cash Flow = Operating Cash Flow + Interest Expense + Current Income Taxes + Preferred Shares
Скоректированный на долги денежный поток от операций = Денежный поток от операций + Процентные выплаты + Текущие налоги на прибыль + Привилегированные акции
Данные о величине денежного потока от операций берутся из отчета о движении денежных средств (Cash Flow Statement), о финансовых расходах — из отчета о прибылях и убытках (Income Statement), а о стоимости привилегированных акций — из бухгалтерского баланса (Balance Sheet). Найти отчеты компании можно на уже упомянутом Yahoo!Finance.
! Важный момент. Многие нефтегазовые компании приводят значение EV/DACF в своих презентациях или отчетах. В таких случаях полезно узнать, как они его вычисляют. Дело в том, что данный коэффициент является non-GAAP метрикой и порядок его расчета не утвержден стандартами учета. В результате чего методы его оценки могут варьироваться от компании к компании. Например, в Hess Corporation EV/DACF считают так.
2. Cтоимость компании к EBITDA (EV/EBITDA)
Данный показатель соотносит стоимость компании с ее прибылью до вычета налогов, процентов и амортизации (EBITDA) и позволяет судить об эффективности бизнеса вне зависимости от его долговой нагрузки, налоговой политики и способа начисления амортизации. За счет этого EV/EBITDA подходит для сравнения компаний между собой, в том числе, работающих в разных странах. Рассчитывается он как:
EV/EBITDA = Enterprise Value/Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, Depletion and Amortization
EV/EBITDA = Стоимость компании/Прибыль до вычета налогов, процентов, истощения запасов и амортизации
Коэффициент EV/EBITDA применим для отраслей, где амортизация и процентные выплаты составляют существенную статью расходов. Поэтому он не заменим для оценки нефтегазовых компаний, которые в силу своей специфики имеют высокий объем капитальных затрат, истощения ресурсов и долговой нагрузки. Данные о расходах на разведку можно найти в отчете о прибылях и убытках в статье Exploration expenses, including dry holes.
2.1. Cтоимость компании к EBITDAX (EV/EBITDAX)
Разновидностью коэффициента EV/EBITDA является показатель EV/EBITDAX, рассчитываемый как:
EV/EBITDAX = Enterprise Value/Earnings before Interest, Taxes, Depreciation, Depletion, Amortization and Exploration Expenses
EV/EBITDAX = Стоимость компании/Прибыль до вычета налогов, процентов, истощения запасов, амортизации и расходов на разведку
Данный коэффициент широко используется в США для устранения влияния различий в учете расходов на разведку. Эти расходы компании могут учитывать по-разному — по методу полной стоимости (Full Cost Method) или успешных усилий (Successful Efforts Method). При этом стандартами учета US-GAAP разрешен только метод успешных усилий и не случайно.
Дело в том, что по методу полной стоимости можно капитализировать затраты (то есть относить их к долгосрочным активам), не зависимо от продуктивности скважин, в то время как по методу успешных усилий этого делать нельзя. По нему капитализировать можно только затраты по успешно функционирующим скважинам, а стоимость непроизводительных скважин необходимо относить на расходы.
3. Cтоимость компании к добыче в день (EV/BOE/D)
Данный мультипликатор известен также как «Цена за текущий баррель» (Price Per Flowing Barrel) и является одним из значимых индикаторов инвестиционной привлекательности нефтегазовой компании. В основе его расчета лежат стоимость предприятия (Enterprise Value) и показатель ежедневной добычи (Daily Production) в баррелях нефтяного эквивалента в сутки (BOE Per Day, BOE/D):
EV/BOE/D = Enterprise Value/Production BOE Per Day
EV/BOE/D = Стоимость компании/Добыча в день
EV/BOE/D хорошо подходит для сравнения компании с конкурентами и позволяет быстро понять, торгуется ли она с премией или дисконтом. Однако, работая с данным коэффициентом, следует помнить, что он не учитывает добычу на неразработанных месторождениях и расходы на их разработку. Поэтому для надежности оценки следует проанализировать затраты компании на освоение новых ресурсов и убедиться в ее способности их покрывать (проверив запасы наличности и денежный поток).
4. Cтоимость компании к доказанным и вероятным запасам (EV/2P)
Коэффициент EV/2P позволяет понять, насколько компания обеспечена запасами для поддержания текущего уровня добычи и получения дохода от своей операционной деятельности. Эта метрика хороша тем, что не требует никаких предположений и особенно актуальна, когда денежный поток компании неустойчив и с трудом прогнозируем. Рассчитывается EV/2P как:
EV/2P Ratio = Enterprise Value/Proven + Probable Reserves (сокр. 2P)
EV/2P Ratio = Стоимость предприятия/Доказанные + Вероятные запасы
Разновидностью данного показателя является EV/3P Ratio, в расчете которого участвуют три вида запасов (о них мы говорили в самом начале): доказанные, вероятные и возможные (Proven + Probable + Possible Reserves, сокр. 3P). Но в связи с тем, что возможные запасы имеют лишь 10%-ную вероятность добычи, для оценки нефтегазовых компаний чаще используется показатель EV/2P.
Анализ коэффициентов
Как анализировать значения данных коэффициентов? В совокупности и в сравнении. Что я имею в виду? То, что каждый из показателей нужно рассматривать через призму других и соотносить их с отраслевыми значениями. Потому как все познается в сравнении, и только сопоставив результаты компании по отрасли и с конкурентами, можно понять, насколько она дорога или дешева.
Это справедливо для всех стоимостных коэффициентов. Так, если они у компании выше, чем в среднем по отрасли, то это может указывать на переоцененность ее акций или на то, что рынок ожидает их дальнейшего роста. Аналогично, если значения коэффициентов ниже среднеотраслевых, то это может говорить о недооцененности бумаг, либо о сомнении рынка в будущих прибылях компании.
Как видно, анализ ценовых коэффициентов — наиболее простой и доступный способ для проведения оценки. Однако он не может использоваться как основной. Прежде всего потому, что, покупая акции компании, вы платите за ее завтрашнюю, а не вчерашнюю прибыль. А значит вам важно знать ее потенциал. Есть ли он у той или иной компании? Вы сможете понять, изучив ее отчетность и бизнес. Вы легко справитесь с этой задачей, прочитав более ранние записи блога или заглянув ко мне на практикумы (приходите, пока есть места).
Заключительные мысли
Большинство крупных нефтегазовых компаний являются вертикально интегрированными холдингами и сочетают в своей деятельности upstream, midstream и downstream операции (о них мы говорили в первой части в разделе Отраслевые термины, понятия и сокращения), то есть осуществляют полный цикл операций от разведки до продажи сырья конечному покупателю.
Эффективность в нефтегазодобывающем бизнесе определяется тем, обеспечена ли компания достаточным уровнем запасов, и восполняет ли она свои запасы в необходимом объеме. Поэтому при анализе нефтяных и газовых компаний первостепенное внимание нужно уделять показателям добычи и запасов, используя для их оценки такие отраслевые метрики, как: 1. P/R Ratio. 2. Reserve Life Index. 3. RRR Ratio.
Необходимость постоянного восполнения запасов требует значительных капитальных расходов на изыскание и разработку новых месторождений. Для финансирования этих затрат большинство нефтегазовых компаний привлекают заемный капитал и работают с высоким уровнем левериджа. В условиях снижения цен на сырье это создает давление на бизнес и несет риск банкротства.
Для анализе риска банкротства при изучении компании важно оценивать ее способность генерировать устойчивый денежный поток и соотносить запас ее финансовой прочности с бременем долгов. Для этого необходимо провести экспресс-анализ баланса и проверить кредитоспособность компании, например, используя модель Альтмана.
Добывающий бизнес в значительно большей степени, чем перерабатывающий, зависит от динамики цен на сырье. Это необходимо учитывать при анализе структуры выручки компании и оценке инвестиционных рисков, ключевым из которых является непредсказуемость цен на нефть.
Для анализа инвестиционной привлекательности нефтяных и газовых компаний лучше всего подходят следующие коэффициенты: 1. EV/DACF 2. EV/EBITDA (EBITDAX) 3. EV/BOE/D; 4. EV/2P. Наряду с универсальными ценовыми мультипликаторами (Р/Е, Р/B, Р/S и P/CF) они позволяют получить объективное представление об оценке компании рынком.
http://mindspace.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
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). 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:
Обеспечена ли компания уровнем запасов, необходимым для поддержания добычи.
Занимается ли она поиском и разведкой новых месторождений.
Восполняет ли она свои запасы в необходимом объеме.
Какие коэффициенты использовать для анализа нефтегазовых компаний
Ранее мы обсудили, что нефтяной и газовый бизнес отличает своя специфика и для анализа его эффективности нужны свои коэффициенты. Здесь мы рассмотрим ключевые из них: 1. P/R Ratio. 2. Reserve Life Index. 3. RRR Ratio. Именно их чаще всего применяют к оценке компаний из добывающей отрасли. Все данные для их расчета (объемы добычи и величину запасов сырья) можно найти в отчетах компаний, которые они публикуют на своих ресурсах в разделе Investor Relations, или на сайте Комиссии по ценным бумагам и биржам США (SEC) в разделе Company Filings.
1. Коэффициент добычи к запасам (Production to Reserves Ratio, P/R Ratio)
Истощаемость запасов — реалии нефтегазодобычи, и для стабильной работы на рынке компания должна восполнять свои резервы (через поиск и разработку месторождений, а также закупку сырья).
В результате чего при оценке компании на эффективность ключевое значение имеет объем денежных средств, направляемый ею на формирование запасов. Понять, какую часть доходов от добычи ресурсов предприятие тратит на их возмещение, позволяет коэффициент P/R Ratio. Рассчитывается он как:
P/R Ratio (%) = Production/Reserves * 100%
P/R Ratio (%) = Добыча/Запасы * 100%
В связи с тем, что природный газ измеряется в млрд. куб. футов (Bcf), а нефть — в млрд. баррелей (MMBbls), то для сопоставимости данных нужно Bcf перевести в баррели нефтяного эквивалента (MMBoe). Хотя переводить их вам вряд ли придется (обычно компании публикуют данные как в Bcf, так и в MMBoe, и на примере отчета Exxon Mobil Corp. за 2014 г. они выглядят так и так).
Тем не менее, при необходимости пересчета вы просто делите величину в Bcf на 6 (1 MMBoe = 6 Bcf) или используете онлайн-конвертер.
Так, если компания XYZ добывает в год 2000 Bcf газа и 800 MMBbls нефти при объеме запасов 12000 MMBoe, то ее коэффициент добычи к запасам составит 9,4%.
P/R Ratio (%) = (2000/6) + 800))/12000 = 9,4%
2. Индекс срока жизни запасов (Reserve Life Index, RLI)
Индекс срока жизни запасов или обеспеченности добычи запасами является обратным к предыдущему коэффициенту P/R Ratio. Измеряется он в годах и показывает, на сколько лет компании хватит ее запасов при текущем уровне добычи. (При условии, что она не наращивает объем новых запасов.) Для его расчета необходимо разделить 1 на значение P/R Ratio.
RLI (лет) = 1 /P/R Ratio
RLI (лет) = 1/Коэффициент добычи к запасам
Чем выше обеспеченность добычи запасами, тем лучше. И если взять для расчета данные из примера выше, то компании XYZ имеющихся резервов хватит на 10,6 лет (RLI = 1/0,094), что можно считать в пределах нормы. Для сравнения, у таких крупных игроков нефтегазового рынка, как Exxon Mobil (XOM), Chevron (CVX) и Conoco Phillips (COP), индекс срока жизни запасов варьируется от 11 до 16 лет.
3. Коэффициент замещения запасов (Reserve Replacement Ratio, RRR Ratio)
Коэффициент замещения запасов позволяет оценить уровень восстановления запасов. А именно: понять, наращивает ли компания свои ресурсы или их истощает. Расчет данного показателя дает представление об эффективности добывающей компании и ее потенциале. Измеряется RRR Ratio в процентах и рассчитывается как:
RRR Ratio (%) = (Increase in Reserves + Production)/Production
RRR Ratio (%) = (Изменение в запасах + Добыча)/Добыча
Как и в случае с P/R Ratio, величина запасов и добычи для расчета должна быть в баррелях нефтяного эквивалента (MMBoe). В условиях стабильного спроса на рынке величина RRR Ratio должна быть не ниже 100%, то есть соотношение запасов к добыче должно составлять 1:1. Для добывающей компании это минимально необходимый уровень. Для сравнения, у Exxon Mobil данный коэффициент в 2014 году составлял 104%.
После расчета коэффициентов и проверки компании на обеспеченность запасами следующее, что нужно сделать, это убедиться, достаточно ли у нее денег для восполнения резервов в дальнейшем. Это можно понять по величине и динамике ее денежного потока от операций (Operating Cash Flow, OCF). Поиск, разведка и разработка месторождений — все это требует серьезных вложений и, только имея устойчивый денежный поток, нефтегазовый бизнес может расти и кредитоваться.
Денежный поток от операций (Operating Cash Flow, OCF)
Специфика добывающего бизнеса такова, что он сопряжен с высоким объемом капитальных затрат, долговой нагрузки и неденежных расходов. Под неденежными расходами (Non-Cash Expenses) подразумеваются амортизация, износ и истощение ресурсов (Depreciation, Depletion & Amortization), а также отложенные налоговые активы и обязательства (Deferred Taxes Assets and Liabilities).
Все эти расходы в нефтегазодобыче представляют весомую долю затрат и то, насколько они влияют на бизнес компании, отражает ее операционный денежный поток. Будучи рассчитанным непрямым методом (а именно его применяют публичные компании), OCF учитывает неденежные затраты и потому является ключевым показателем при анализе нефтяных и газовых компаний. Данные о его величине можно найти в отчете компании о движении денежных средств (Cash Flow Statement), размещенных на финансовых сайтах, например, на Yahoo!Finance.
В свою очередь, сравнив денежный поток от операций с рыночной стоимостью компании, можно получить показатель Цена/Денежный поток (Price to Cash Flow, P/CF Ratio), который лучше, чем Цена/Прибыль (Price/Earnings Ratio, Р/Е) дает представление о справедливости ее оценки. О том, как использовать P/CF Ratio и другие стоимостные коэффициенты для оценки нефтегазового бизнеса, мы поговорим с вами в заключительной части.
После проверки нефтегазовой компании на эффективность и способность генерировать кэш, можно переходить к оценке ее на привлекательность для инвестиций. А говоря проще, к выяснению того, дороги или дешевы ее акции и стоит ли их покупать. Для этого мы будем использовать стоимостные коэффициенты. Но не привычные Р/Е, Р/B, Р/S и P/CF (вы и так знаете, как их применять), а те, что предназначены для добывающей отрасли. И рассмотрим мы следующие из них: 1. EV/DACF 2. EV/EBITDA (EBITDAX) 3. EV/BOE/D; 4. EV/2P. Как видно, в основе всех этих мультипликаторов лежит стоимость компании (Enterprise Value, EV).
Стоимость компании (EV)
Enterprise Value представляет собой оценку стоимости компании с учетом всех источников ее финансирования: долговых обязательств, привилегированных и обыкновенных акций и доли участия внешних владельцев.
Рассчитывается она на базе рыночной капитализации компании (Market Capitalization) с учетом ее чистого долга (Net Debt) и доли акций, принадлежащей миноритарным акционерам (Minority Interest):
Enterprise Value = Market Capitalization — Net Debt + Minority Interest
Стоимость компании = Рыночная капитализация — Чистый долг + Доля меньшинства
Подробно о том, как вычислять Enterprise Value, я пишу здесь. Данные о рыночной капитализации компании можно найти на финансовых сайтах, в частности, на Yahoo!Finance. Здесь же в балансе компании (Balance Sheet) можно узнать величину ее обязательств и долю участия внешних владельцев.
1. Cтоимость компании к DACF (EV/DACF)
В связи с тем, что большинство нефтегазовых компаний сильно закредитованы, применение стандартного коэффициента Цена/Денежный поток (Price to Cash Flow, P/CF) для их сравнения неэффективно. Потому как высокий объем долгов заставляет P/CF компаний выглядеть лучше и тем самым искажает оценку. Для устранения такого эффекта был разработан показатель EV/DACF. При его расчете используется денежный поток от операций с поправкой на финансовые расходы: процентные выплаты, налог на прибыль, привилегированные акции. Это делает его объективней P/CF и позволяет сопоставлять компании c различным размером долгов. Рассчитывается EV/DACF как:
EV/DACF = Enterprise Value/Debt Adjusted Cash Flow
EV/DACF = Стоимость компании/Величина скоректированного на долги денежного потока от операций, где
Debt Adjusted Cash Flow = Operating Cash Flow + Interest Expense + Current Income Taxes + Preferred Shares
Скоректированный на долги денежный поток от операций = Денежный поток от операций + Процентные выплаты + Текущие налоги на прибыль + Привилегированные акции
Данные о величине денежного потока от операций берутся из отчета о движении денежных средств (Cash Flow Statement), о финансовых расходах — из отчета о прибылях и убытках (Income Statement), а о стоимости привилегированных акций — из бухгалтерского баланса (Balance Sheet). Найти отчеты компании можно на уже упомянутом Yahoo!Finance.
! Важный момент. Многие нефтегазовые компании приводят значение EV/DACF в своих презентациях или отчетах. В таких случаях полезно узнать, как они его вычисляют. Дело в том, что данный коэффициент является non-GAAP метрикой и порядок его расчета не утвержден стандартами учета. В результате чего методы его оценки могут варьироваться от компании к компании. Например, в Hess Corporation EV/DACF считают так.
2. Cтоимость компании к EBITDA (EV/EBITDA)
Данный показатель соотносит стоимость компании с ее прибылью до вычета налогов, процентов и амортизации (EBITDA) и позволяет судить об эффективности бизнеса вне зависимости от его долговой нагрузки, налоговой политики и способа начисления амортизации. За счет этого EV/EBITDA подходит для сравнения компаний между собой, в том числе, работающих в разных странах. Рассчитывается он как:
EV/EBITDA = Enterprise Value/Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, Depletion and Amortization
EV/EBITDA = Стоимость компании/Прибыль до вычета налогов, процентов, истощения запасов и амортизации
Коэффициент EV/EBITDA применим для отраслей, где амортизация и процентные выплаты составляют существенную статью расходов. Поэтому он не заменим для оценки нефтегазовых компаний, которые в силу своей специфики имеют высокий объем капитальных затрат, истощения ресурсов и долговой нагрузки. Данные о расходах на разведку можно найти в отчете о прибылях и убытках в статье Exploration expenses, including dry holes.
2.1. Cтоимость компании к EBITDAX (EV/EBITDAX)
Разновидностью коэффициента EV/EBITDA является показатель EV/EBITDAX, рассчитываемый как:
EV/EBITDAX = Enterprise Value/Earnings before Interest, Taxes, Depreciation, Depletion, Amortization and Exploration Expenses
EV/EBITDAX = Стоимость компании/Прибыль до вычета налогов, процентов, истощения запасов, амортизации и расходов на разведку
Данный коэффициент широко используется в США для устранения влияния различий в учете расходов на разведку. Эти расходы компании могут учитывать по-разному — по методу полной стоимости (Full Cost Method) или успешных усилий (Successful Efforts Method). При этом стандартами учета US-GAAP разрешен только метод успешных усилий и не случайно.
Дело в том, что по методу полной стоимости можно капитализировать затраты (то есть относить их к долгосрочным активам), не зависимо от продуктивности скважин, в то время как по методу успешных усилий этого делать нельзя. По нему капитализировать можно только затраты по успешно функционирующим скважинам, а стоимость непроизводительных скважин необходимо относить на расходы.
3. Cтоимость компании к добыче в день (EV/BOE/D)
Данный мультипликатор известен также как «Цена за текущий баррель» (Price Per Flowing Barrel) и является одним из значимых индикаторов инвестиционной привлекательности нефтегазовой компании. В основе его расчета лежат стоимость предприятия (Enterprise Value) и показатель ежедневной добычи (Daily Production) в баррелях нефтяного эквивалента в сутки (BOE Per Day, BOE/D):
EV/BOE/D = Enterprise Value/Production BOE Per Day
EV/BOE/D = Стоимость компании/Добыча в день
EV/BOE/D хорошо подходит для сравнения компании с конкурентами и позволяет быстро понять, торгуется ли она с премией или дисконтом. Однако, работая с данным коэффициентом, следует помнить, что он не учитывает добычу на неразработанных месторождениях и расходы на их разработку. Поэтому для надежности оценки следует проанализировать затраты компании на освоение новых ресурсов и убедиться в ее способности их покрывать (проверив запасы наличности и денежный поток).
4. Cтоимость компании к доказанным и вероятным запасам (EV/2P)
Коэффициент EV/2P позволяет понять, насколько компания обеспечена запасами для поддержания текущего уровня добычи и получения дохода от своей операционной деятельности. Эта метрика хороша тем, что не требует никаких предположений и особенно актуальна, когда денежный поток компании неустойчив и с трудом прогнозируем. Рассчитывается EV/2P как:
EV/2P Ratio = Enterprise Value/Proven + Probable Reserves (сокр. 2P)
EV/2P Ratio = Стоимость предприятия/Доказанные + Вероятные запасы
Разновидностью данного показателя является EV/3P Ratio, в расчете которого участвуют три вида запасов (о них мы говорили в самом начале): доказанные, вероятные и возможные (Proven + Probable + Possible Reserves, сокр. 3P). Но в связи с тем, что возможные запасы имеют лишь 10%-ную вероятность добычи, для оценки нефтегазовых компаний чаще используется показатель EV/2P.
Анализ коэффициентов
Как анализировать значения данных коэффициентов? В совокупности и в сравнении. Что я имею в виду? То, что каждый из показателей нужно рассматривать через призму других и соотносить их с отраслевыми значениями. Потому как все познается в сравнении, и только сопоставив результаты компании по отрасли и с конкурентами, можно понять, насколько она дорога или дешева.
Это справедливо для всех стоимостных коэффициентов. Так, если они у компании выше, чем в среднем по отрасли, то это может указывать на переоцененность ее акций или на то, что рынок ожидает их дальнейшего роста. Аналогично, если значения коэффициентов ниже среднеотраслевых, то это может говорить о недооцененности бумаг, либо о сомнении рынка в будущих прибылях компании.
Как видно, анализ ценовых коэффициентов — наиболее простой и доступный способ для проведения оценки. Однако он не может использоваться как основной. Прежде всего потому, что, покупая акции компании, вы платите за ее завтрашнюю, а не вчерашнюю прибыль. А значит вам важно знать ее потенциал. Есть ли он у той или иной компании? Вы сможете понять, изучив ее отчетность и бизнес. Вы легко справитесь с этой задачей, прочитав более ранние записи блога или заглянув ко мне на практикумы (приходите, пока есть места).
Заключительные мысли
Большинство крупных нефтегазовых компаний являются вертикально интегрированными холдингами и сочетают в своей деятельности upstream, midstream и downstream операции (о них мы говорили в первой части в разделе Отраслевые термины, понятия и сокращения), то есть осуществляют полный цикл операций от разведки до продажи сырья конечному покупателю.
Эффективность в нефтегазодобывающем бизнесе определяется тем, обеспечена ли компания достаточным уровнем запасов, и восполняет ли она свои запасы в необходимом объеме. Поэтому при анализе нефтяных и газовых компаний первостепенное внимание нужно уделять показателям добычи и запасов, используя для их оценки такие отраслевые метрики, как: 1. P/R Ratio. 2. Reserve Life Index. 3. RRR Ratio.
Необходимость постоянного восполнения запасов требует значительных капитальных расходов на изыскание и разработку новых месторождений. Для финансирования этих затрат большинство нефтегазовых компаний привлекают заемный капитал и работают с высоким уровнем левериджа. В условиях снижения цен на сырье это создает давление на бизнес и несет риск банкротства.
Для анализе риска банкротства при изучении компании важно оценивать ее способность генерировать устойчивый денежный поток и соотносить запас ее финансовой прочности с бременем долгов. Для этого необходимо провести экспресс-анализ баланса и проверить кредитоспособность компании, например, используя модель Альтмана.
Добывающий бизнес в значительно большей степени, чем перерабатывающий, зависит от динамики цен на сырье. Это необходимо учитывать при анализе структуры выручки компании и оценке инвестиционных рисков, ключевым из которых является непредсказуемость цен на нефть.
Для анализа инвестиционной привлекательности нефтяных и газовых компаний лучше всего подходят следующие коэффициенты: 1. EV/DACF 2. EV/EBITDA (EBITDAX) 3. EV/BOE/D; 4. EV/2P. Наряду с универсальными ценовыми мультипликаторами (Р/Е, Р/B, Р/S и P/CF) они позволяют получить объективное представление об оценке компании рынком.
http://mindspace.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter