Анализ прибыли и рентабильности разработки месторождений в ОАО «Роснефть- Дагнефть»

     Глава 1. Теоретические  основы разработки месторождений. 

     1.2. Методы оценки инвестиционной привлекательности компаний.

     Задача  оценки инвестиционной привлекательности  компаний возникает при формировании, пересмотре и оценке эффективности  портфеля акций. Основное предположение  портфельной теории заключается  в том, что не склонный к риску  инвестор выбирает портфель с минимальным  риском при заданной ожидаемой доходности. Рискованность портфеля можно определять различным образом. Фундаментальной  в портфельной теории является работа Марковица. На ее основе Шарп и Линтнер создали теорию ценообразования капитальных активов (CAPM), в которой в качестве меры риска используется дисперсия (стандартное отклонение) доходности акций. CAPM оказала и продолжает оказывать огромное влияние на развитие теории финансов. С точки зрения инвестора, одним из основных результатов CAPM является то, что для множества оптимальных портфелей большей доходности можно добиться лишь за счет операций с более рискованными акциями.

     На  практике параметры распределения  доходности акций и корреляция с  рыночным портфелем (или коэффициент  «бета») рассчитываются по историческим данным. Получающиеся значения зависят  от выбранного временного ряда, и поэтому  сами сильно зависят от времени. Ясно, что в однородной группе компаний из одной отрасли ошибка в оценке дисперсии может быть велика, а  сама оценка – весьма волатильна. Кроме  того, описывать принятие решений  только двумя первыми моментам распределения  доходности можно лишь при выполнении специфических условий (например, при  квадратической функции полезности инвестора или эллиптическом  распределении доходности). В результате использование CAPM для нахождения недооцененных  акций компаний из одной отрасли  не приносит желаемых результатов.

     Многофакторным  обобщением CAPM является арбитражная  теория ценообразования (APT). Эта теория исходит из меньшего числа начальных  предположений, чем CAPM, однако ей присущи фактически те же недостатки. Кроме того, остается открытым вопрос определения ценообразующих факторов, что существенно затрудняет применение APT на практике.

     При оценке сравнительной инвестиционной привлекательности компаний важное значение имеет такой показатель, как отношение рыночной капитализации  к фундаментальной стоимости  компании. Расчет фундаментальной стоимости  для каждой компании из достаточно большой группы становится довольно трудоемкой задачей, на практике не всегда осуществимой из-за неполноты информации. Поэтому часто используют более  простые отношения, в которых  фундаментальная стоимость заменяется каким-то одним показателем, например чистой прибылью, объемом продаж и  т.д. Поскольку реально стоимость  компании определяется целым рядом  таких показателей, каждое отношение  в отдельности дает одностороннюю  и неадекватную оценку инвестиционной привлекательности компании. В этой связи актуальной является задача построения интегрированного показателя, учитывающего несколько фундаментальных факторов одновременно. В третьем разделе  описано применение метода DEA для  нахождения недооцененных акций  нефтяных компаний, а также для  определения потенциальной рыночной капитализации перед первичным  размещением акций.

       Алгоритм расчета  стоимости нефтедобывающей  компании. Даже обыкновенные дифференциальные уравнения второго порядка не решаются аналитически для выбранных процессов, моделирующих динамику цены на нефть. Тем более это относится к параболическим уравнениям. Поэтому для их численного решения была написана соответствующая интерактивная программа на Visual C++, позволяющая менять основные параметры модели. Эта же программа производит симуляцию процесса разработки месторождения, что позволяет сравнивать полученные разными способами оценки стоимости нефтедобывающей компании.

     При реализации численных методов соответствующие  непрерывные функции  и были заменены сеточными с равноотстоящими узлами:

      ,

     

     где .

     При этом максимальные значения цены на нефть  выбиралось равными  долл. за баррель, а объем неразработанных месторождений -1 млрд. баррелей. Сначала решалось уравнение, поскольку входит во все остальные уравнения. Как показала практика, обычный метод сеток, даже с использованием разностных схем 4-го и более высоких порядков (формулы Рунге-Кутта), оказался неустойчивым. Поэтому использовался метод прогонки. Согласно общему подходу, частные производные записываются в разностном виде, причем достаточно взять схемы второго порядка аппроксимации:

      ,

     которые подставляются в:

     

     Это уравнение переписывается в виде

      ,

     где

     

     Далее решение ищется в виде:

     

     где и - так называемые прогоночные коэффициенты. Подставив получим для них рекуррентные соотношения:

     

     Используя первое краевое условие  находим и из (2.34) и (2.37):

     

     Затем осуществляется прямая прогонка для  , в результате чего находятся все прогоночные коэффициенты и . Второе краевое условие позволяет найти

      .

     Далее, с помощью обратной прогонки по формуле находятся все остальные .

     После решения задачи совершенно аналогичным образом решается уравнение. Это позволяет найти краевые условия и для решения задачи, которая в разностном виде представляется как:

     

     Третье  краевое условие  находится из предположения о том, что при малых ценах имеет место приближенное равенство . Это следует из того, что стоимость эксплуатируемого месторождения при малых ценах есть линейная функция, , также как и параметр в формулах. Подставив эти выражения, получим рекуррентные соотношения для и :

     

      .

     Легко показать, что  , т.е. при малых ценах линейное приближение по для вполне оправдано.

     Четвертое краевое условие для  , также как и для эксплуатируемых запасов, определяется из условия . Оно также обосновывается тем, что при больших ценах ( ) реальных опционов нет, а стоимость неразработанного месторождения не может расти с ценой быстрее, чем стоимость эксплуатируемого. В рассматриваемой модели при больших ценах для  . Таким образом, в любом случае имеет место, по крайней мере, асимптотическая сходимость .

     После определения всех краевых условий  задача решается путем последовательно расчета по слоям . На каждом следующем слое разностное уравнение решается методом прогонки с учетом значений на предыдущем слое, записывается на этот раз в виде

     

     Последним этапом при оценке стоимости нефтедобывающей  компании методом численных решений  уравнений является учет реальных опционов на выбор момента инвестирования, т.е. решение и сшивка полученной функции с . При сшивке для сеточных узлов определяются пороговые цены .

     Симуляция процесса разработки месторождения  является технически более простым  способом оценивания стоимости нефтедобывающей  компании. Генератор случайных чисел  выдает последовательность цен  , по которым вычисляются денежные потоки (дискретный аналог (2.10) и которые дисконтируются по . Процесс разработки заканчивается, когда из месторождений извлечена вся нефть. Для получения ожидаемой приведенной стоимости, процесс симуляций повторяется не менее 10,000 раз, пока среднее значение практически перестает меняться.

     Результаты  и анализ расчетов. Из исторических данных было взято долл. за баррель смеси «Брент» для и долл. за баррель. Далее, поскольку для цен на нефть характерны относительные колебания на уровне 25% в год, то для будет достаточно реалистичным значение .

     Параметр  можно определить с помощью эконометрических методов по историческим данным, перейдя от уравнений к дискретной форме. Однако определение точного значения этого параметра не является самоцелью, поскольку вид процесса, моделирующего динамику цен на нефть, достоверно неизвестен. Поэтому на практике часто используется качественный подход, основанный на понятии времени полу-возврата цены к своему среднему значению. По определению, период полувозврата есть среднее время, за которое цена изменится от до , причем . Усреднив уравнения по реализациям винеровского процесса, а затем проинтегрировав, получим, что период полувозврата цены к своему среднему значению равен для и . На практике он составляет от одного до двух лет, поэтому, взяв , получим и .

     Таблица 1.1

     ЗНАЧЕНИЕ  ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ БАЗОВЫХ  РАСЧЕТАХ

     Несмотря  на простоту исходной модели, соответствующий  выбор этих параметров позволяет  учесть множество важных факторов, влияющих на стоимость месторождений. Так, нефтяное месторождение может  быть отнесено к категории трудноизвлекаемых, т.е. требовать дополнительных капитальных  и эксплуатационных затрат в связи  с геологическими особенностями  залегания. Это определяется выбором  себестоимости  и удельных капвложений .

     Кроме того, важное значение имеют такие  показатели, как обводненность нефти, содержание серы и т.д. Поскольку  качество собственно нефти отражается ее ценой, то эти особенности можно  учесть с помощью параметра  .

     

     Рис. 1.2. Зависимость стоимости барреля нефти эксплуатируемых запасов от текущих цен на нефть, долл. США

     В работе была исследована зависимость  рассчитываемой стоимости месторождений  от экзогенных параметров. Так, в диапазоне  цен 14-24 долл. различие процессов, моделирующих динамику цен на нефть, практически  не сказывается на стоимости эксплуатируемых  запасов.

     Тем не менее, это разница становится заметной при низких ценах. Так, стоимость  барреля нефти эксплуатируемого месторождения для процесса обращается в ноль при цене нефти , а для процесса – при . Порог рентабельности в обоих случаях составляет . Таким образом, свойство возвращения к среднему цены на нефть приводит к тому, что приведенная стоимость эксплуатируемого месторождения может быть положительной при ценах, значительно ниже цены безубыточного производства.

     Из таблиц видно, что, как и для эксплуатируемых месторождений, в диапазоне цен 14-24 долл. стоимость неразработанных запасов почти не зависит от разновидностей процессов возвращения к среднему. Однако выбор процесса оказывает заметное влияние на стоимость опционов и пороговые цены. В этом и заключается основная проблема использования подхода реальных опционов к оценке стоимости месторождений. Тем не менее, эта же проблема в еще большей мере присуща обычному методу дисконтирования ожидаемых денежных потоков, поскольку в любом случае она связана с выбором вида стохастического процесса, моделирующего динамику цены на нефть. Как показали расчеты, стоимость месторождения с учетом реальных опционов меньше зависит от выбора процесса для цены на нефть, чем оценка, полученная без их учета.

     Расчеты показали также, что увеличение волатильности  цен на нефть (параметра  ) приводит с одной стороны к незначительному уменьшению стоимости нефтедобывающей компании, а с другой – к росту пороговой цены и увеличению стоимости реальных опционов. Малое влияние этого параметра на оценку стоимости месторождений объясняется неизменностью ставки дисконтирования .

     Ни  аналитически, ни с помощью эконометрических расчетов или на основе экспертных оценок невозможно определить, как  зависит от . Это значительно уменьшает значимость результатов о влиянии волатильности на стоимость компании.

     На  основе проделанных расчетов была исследована  зависимость стоимости опционов на выбор момента инвестирования от объема неразработанных запасов  и от текущей цены на нефть. Было показано, что опционы играют более  существенную роль при малых запасах  на неразработанных месторождениях. При увеличении объемов месторождения пороговые цены монотонно убывают, поскольку появляется больше возможностей изменять уровень вложений в их разработку.

     Как было показано выше, при  справедливо . Этот результат, в частности, объясняет существование одного потенциального источника синергии. Так, когда крупная компания приобретает мелкую с большими неразработанными запасами, стоимость обоих предприятий в результате объединения увеличивается хотя бы из-за того, что имеется возможность вводить в эксплуатацию месторождения с большей скоростью .