Джон Б. Густавсон (J.B. Gustavson) — глава Gustavson Assocs. Inc., консалтинговой фирмы из Боулдера, штат Колорадо, которая изучает административные и технические возможности операторов и оценивает объекты нефтегазовой отрасли. Он обладает обширным опытом анализа операционной практики, обладая особыми знаниями в области экономики операций, функционирования “рынка” и работы с различными странами. Густавсон получил степень магистра в области химической инженерии в Техническом университете Дании и степень магистра в области геологии в США в Мемфисе и выполнил дальнейшую дипломную работу по гидродинамике, термодинамике и теплопередаче в Калифорнийском университете в Беркли.
Эта статья [1] (SPE 60223) была переработана для публикации с документа 52957, первоначально представленного на симпозиуме SPE по экономике углеводородов и оценке 1999 года, проходившем в Далласе 20-23 марта.
Резюме
Оценка концессий, проектов и добывающих месторождений за пределами США сильно варьируется от страны к стране из-за различий в налоговых и политических режимах и, следовательно, должна включать количественные корректировки на эти различия в свете сравнительных способов продажи других объектов за пределами США. Рынок приобретений и отчуждений работает также путем применения таких корректировок к стоимостям, полученным для аналогов в США с сопоставимыми геологическими, инженерными и экономическими рисками. В этом документе рассматриваются основные типы налоговых режимов, распространенных по всему миру, а именно лицензии с роялти и налогами, соглашения об ассоциации и контракты о разделе продукции (СРП). Мы показываем, что модели дисконтированных денежных потоков (DCF) легко применимы к доказанным запасам, и представляем обзор недавней рыночной сделки, чтобы продемонстрировать эти эффекты. Показано, что политический риск на рынках за пределами США является аддитивным.
Вступление
На протяжении большей части 20-го века нефтяной бизнес за пределами США был исключительной сферой деятельности крупных компаний отрасли. Однако за последние несколько десятилетий многочисленные небольшие компании и независимые лица становятся все более глобальными, что, в свою очередь, увеличивает потребность в понимании подходов к оценке их недвижимости за пределами США.
Случаи изъятия или экспроприации происходят в тех случаях, когда судам может потребоваться оценить стоимость имущества.
Другие случаи, требующие оценки, включают потенциально облагаемые налогом операции, такие как передача нефтяных или газовых объектов за пределы страны.
Сделки купли-продажи часто совершаются между явно желающими и хорошо осведомленными покупателями и продавцами, поэтому должна применяться концепция справедливой рыночной стоимости. Все это звучит знакомо американскому нефтянику, банкиру или налоговому агенту.
Однако могут ли одни и те же подходы к оценке справедливой рыночной стоимости использоваться во всем мире?
Существуют ли различия или подводные камни, которые было бы важно учитывать при оценке недвижимости за пределами США?
Эта статья показывает, что однозначное “да” является ответом на оба вопроса. В ней также освещаются некоторые из наших собственных достижений в области оценки за пределами США
Подходы США
Были сделаны многочисленные презентации о преимуществах традиционных подходов, таких как методы DCF и сопоставимых продаж с различными удельными стоимостями.
Кроме того, нашли применение методы определения затрат, особенно в секторе переработки.
В этой статье рассматривается легкость или трудность, с которой эти знакомые методы могут применяться во всем мире.
Сначала представлен краткий обзор наиболее распространенного в США метода, подхода DCF, за которым следует альтернативная интерпретация ставки дисконтирования, применяемой рынком.
Подход DCF.
Метод DCF лучше всего применять к производственным объектам недвижимости или к объектам, где перспективы получения дохода в ближайшем будущем являются вероятными, а не спекулятивными. Упрощенно, многоступенчатый подход к оценке состоит из годового прогноза объемов добычи нефти и газа, умноженного на прогноз цен, за вычетом оценки эксплуатационных расходов. После других, но незначительных корректировок этот будущий денежный поток дисконтируется как с учетом временной стоимости денег, так и с учетом предполагаемой вероятности достижения точно прогнозируемого денежного потока.
Miller and Vasquez [2] приводят аргументы в пользу наблюдаемого ими превышения среднерыночной ставки дисконтирования на 6 — 8% над средними затратами на капитал.
Избыток иногда считается эквивалентным мотиву роста (growth motive), компенсирующему “риск” нефтяного бизнеса. Это отражает желание владельцев или руководства сделать норму прибыли выше средневзвешенной стоимости капитала компании (WACC).
Можно ли дополнительно проанализировать это превышение в 6 — 8% и можно ли его количественно оценить? Самое главное, может ли такое понимание улучшить выбор ставок дисконтирования, которые будут применяться при оценке активов за пределами США?
Ключевые переменные.
Мы исследуем восприятие нефтяной операционной компанией вероятности того, что она действительно получит прогнозируемый денежный поток при покупке добывающего объекта.
Если бы компания была на 100% уверена в денежном потоке, как предсказывал инженер-резервист, она могла бы выплатить сумму, близкую к ее затратам на капитал.
И наоборот, если бы операционная компания была неуверенной, она платила бы меньше и нацеливалась на более высокую норму прибыли.
Прогноз нормы прибыли DCF основан на четырех основных параметрах: объемах добычи, ценах на нефть, эксплуатационных расходах и ставке дисконтирования.
Объемы добычи могут отличаться от прогнозов инженера-нефтяника, цены на нефть будут колебаться, и эксплуатационные расходы также могут оказаться не такими, как прогнозировалось.
Кроме того, ставка дисконтирования, обычно используемая для отражения временной стоимости денег, а именно средневзвешенной стоимости капитала (WACC) для сектора нефтегазовой промышленности, варьируется в зависимости от экономики страны.
Опыт оценки в США и литература обеспечивают основу для оценок этих четырех параметров.
Количество, цена и эксплуатационные расходы. Первые три параметра использовались для прогнозирования в течение почти 5 десятилетий и применялись в прогнозах DCF для оценки свойств нефти и газа.
Объёмы производства. Точность прогнозирования объемов производства неуклонно повышается. Отчасти это объясняется доступностью методов моделирования и компьютерного доступа к аналоговым данным о снижении добычи с многочисленных месторождений. Тем не менее, предсказуемость объёмов производства в зависимости от будущего рыночного спроса является неточной из-за неопределенности рыночного спроса.
Цена на сырьевые товары. Прогнозирование цен на нефть и газ было предметом как шуток, так и серьезной литературы. Изменения кажутся неизбежными, а прогнозы по большей части ошибочны. Ежегодные консенсусные обзоры ценовых прогнозов, проводимые Обществом инженеров по оценке нефти (SPEE) начиная с 1983 года, показывают незначительное улучшение способности отрасли прогнозировать цены на нефть. Параметр цены, вероятно, является единственным входным параметром в уравнении DCF с наибольшей воспринимаемой неопределенностью. Опять же, рыночные покупатели и продавцы пытаются защититься от отсутствия предсказуемости, увеличивая свою целевую норму прибыли.
Эксплуатационные расходы. Хотя прогнозы и здесь улучшились, это область, где прогрессу препятствует сама нефтяная промышленность. Подробные операционные затраты не сообщаются ни одному регулирующему органу, как в случае с объемами производства. Таким образом, существует лишь несколько компьютерных баз данных, и они в основном частные. Более подробная информация об исторических эксплуатационных расходах послужила бы естественной основой для прогнозирования, но считается конфиденциальной деловой информацией.
Дополнительные неопределенности вносятся экономикой в целом, включая затраты на рабочую силу, электроэнергию, химикаты и другие подобные факторы.
Необходимо также учитывать влияние правительства из-за вероятного ужесточения экологических норм, что неизменно увеличивает эксплуатационные расходы.
Таким образом, покупатели и продавцы на рынке действуют на свой страх и риск и должны остерегаться неожиданностей, ориентируясь на несколько более высокую норму прибыли.
Стоимость денег во времени. Параметром, применяемым для дисконтирования будущего дохода до его текущей стоимости, является ставка дисконтирования. Ставка дисконтирования, выбранная многими авторами, является WACC для конкретной отрасли. WACC меняется вместе с экономикой. Как правило, она высока во времена инфляции и низка во времена стабильной экономики.
Рыночная ставка дисконтирования превышает WACC на 6-8% (как это обнаруживается в рыночных сделках), по крайней мере, это то, что происходило в течение последних нескольких десятилетий. Это подтверждает концепцию предполагаемой наценки для хеджирования предполагаемых неопределенностей в количестве, цене и издержках — основных компонентах денежного потока
Затраты на капитал. Ставки затрат на капитал варьируются, но могут быть обобщены для конкретных отраслей. Так обстоит дело с нефтяной промышленностью, где затраты на капитал, по данным опроса SPEED, в 1996 году составляли в среднем 10,2%.
Это число получено для средней взвешенной доли долга в нефтяной отрасли, составляющей 30%.
Установлено, что доля заемного капитала в среднем выше для компаний, занимающихся добычей полезных ископаемых (примерно 40%), и ниже для интегрированных нефтяных компаний (примерно 20%), что противоположно ожидаемому.
Ожидается, что банкиры будут предоставлять больше средств интегрированным компаниям из-за более широкого распределения рисков. Эта возможность получения недорогого заемного капитала, по-видимому, была ограничена недавним неприятием долговых обязательств со стороны интегрированных нефтяных компаний. Учитывая резкое падение цен на нефть в 1998 году, такая политика, возможно, была мудрой.
Количественная оценка. Здесь мы попытаемся количественно оценить исторический подход рынка, чтобы защититься от отсутствия предсказуемости денежного потока. Независимо от того, получено ли это сознательно или эмпирически, превышение тесно связано с премией, добавленной для получения целевой нормы прибыли. До падения цен на нефть в 1998 году торговля на американских биржах шла по чистой приведенной стоимости, основанной на ставке дисконтирования примерно в 18% до вычета налога на прибыль (BFIT). Это было в 1990-х годах, когда WACC был стабильным на уровне примерно 10 — 11% для нефтяной промышленности (также BFIT). Разница составляет примерно 7% и находится в пределах диапазона, найденного Miller and Vasquez.
Westin and Copeland [3], в частности, использовали метод структурных блоков для описания наблюдаемой ставки дисконтирования.
По-видимому, авторами был принят общий подход, заключающийся в добавлении взаимно независимых компонентов риска. Эти авторы предположили, что номинальная норма прибыли, iR, состоит из четырех компонентов.
iR=(irE+IE+PlE+PrE), (1)
где
irE = ожидаемая реальная процентная ставка,
IE = ожидаемая инфляция,
PlE = ожидаемая премия за ликвидность,
PrE = ожидаемая премия за риск.
irE и PlE являются хорошо известными компонентами WACC.
Компонент инфляции обычно учитывается в оценке резервов и финансовом прогнозе путем включения фактора инфляции для цен на нефть и газ, а также для операционных расходов.
Именно оставшаяся “премия за риск” нуждается в дальнейшем изучении.
Было замечено, что рынок нефтегазовой недвижимости устанавливает надбавку примерно в 7% в качестве премии за риск для достижения целевого уровня доходности. Мы пытаемся разделить этот 7%-ный разброс еще больше на предполагаемые неопределенности в количестве, цене и издержках.
Иной подход к надбавке за риск.
Обзор последних 2 десятилетий показывает, что рыночная ставка дисконтирования менялась в прямой зависимости от WACC для нефтяного сектора.
Например, в начале-середине 1980-х годов, когда темпы инфляции были высокими, стоимость капитала была около 15%. Добывающие объекты продавались со стаокой дисконтирования примерно в 22 — 23%, т.п. опять же с наценкой или премией около 7%.
Очевидно, что, в целом, нефтяной сектор требует разумного вознаграждения или прибыли, соответствующей примерно 7%, за то, что он берет на себя риск использования своего капитала в работе. Такая же 7%-ная надбавка за риск наблюдалась и в других добывающих отраслях, где используются товары с высокой удельной стоимостью, такие как медь.
Интервью с финансовыми руководителями показали, что эти отрасли ориентируют свою внутреннюю норму прибыли (internal rate of return) на один и тот же общий уровень, а именно на 17 — 18%.
Они дисконтируют по еще более высоким ставкам более рискованные объекты, такие как непроизводственные запасы, и по более низким ставкам дисконтирования для менее рискованных производственных запасов, тем самым покупая по более высоким закупочным ценам.
Мы попытаемся проанализировать те 7%, которые нефтяной сектор, по-видимому, хочет реализовать сверх стоимости своего капитала.
Во-первых, мы обсудим базовые затраты на капитал.
Компоненты риска и их обоснование. По нашему мнению, риски, связанные с добычей нефти и газа, можно резюмировать следующим образом.
Риски связаны с ожиданием прогнозируемого денежного потока.
Денежный поток (чистый доход BFIT) — это преимущественно чистое количество добытой нефти или газа, умноженное на рыночные цены товара за вычетом эксплуатационных расходов.
Местные налоги играют меньшую роль.
Таким образом, добыче нефти и газа присущи три категории рисков:
- риск, связанный с уровнем добычи (количеством),
- риск, связанный с ценами на сырьевые товары,
- риск, связанный с операционными затратами.
Эти различные подкатегории риска в целом поддаются количественной оценке.
- Риск изменения рыночной цены имеет большое значение и составляет примерно 3% от общего объема.
- Риски, связанные с эксплуатационными расходами и производительностью, составляют примерно по 2% каждый.
Можно ли доказать это грубое разделение? Приведенные цифры подкрепляются примерами из рынка.
Эксплуатационные расходы. Этот пример демонстрирует 2%-ную поправку на риск операционных затрат.
Инвесторам часто предоставляется выбор между покупкой полного рабочего интереса в конкретном производящем объекте или интерес роялти в производящем объекте.
Полный рабочий интерес указывает на то, что инвестор будет нести ответственность за все расходы и получит долю в процентах от чистого дохода от производства.
Напротив, интерес роялти дают право получать нефть или денежные средства от добычи без ответственности за какие-либо эксплуатационные расходы.
Таким образом, интересы роялти обычно продаются со ставкой дисконтирования или ожидаемой нормой доходности 16%, в то время как полные рабочие интересы продаются со ставкой дисконтирования 18%, как обсуждалось ранее.
Эта разница в 2% представляет собой рыночную корректировку на риск операционных затрат.
При отсутствии риска снижения эксплуатационных расходов рынок оценивает производящие объекты по более высокой стоимости, что соответствует снижению ставки дисконтирования на 2%.
Объём производства. Риск, связанный с уровнем добычи, может быть количественно оценен путем сравнения нефтяной промышленности с другой добывающей отраслью, где уровень производства товара редко является фактором, например, с агрегатной отраслью.
Основными рисками являются только цены на песок и гравий, а также затраты на добычу и транспортировку, а не запасы или краткосрочные темпы добычи.
Операторы агрегатной промышленности обычно используют ставку дисконтирования в размере приблизительно 16% для дисконтирования чистых денежных потоков, связанных с действующей шахтой или карьером. Риск уровня производства — это разница между этими двумя цифрами, а именно 2%.
Ценовой риск. Наконец, оставшееся превышение в 3% может быть отнесено на счет ценового риска. Это еще раз подтверждается анализом рынка деривативов на нефть и газ. Знающий инвестор, имеющий опыт работы на рынках производных финансовых инструментов, может устранить почти все ценовые риски, связанные с инвестициями в нефть и газ, зафиксировав окончательную цену на товар на длительный срок в будущем. Это оказывает глубокое влияние на оценку нефтегазовых объектов.
Совокупный эффект эффективного использования производных финансовых инструментов для хеджирования от колебаний цен увеличивает их стоимость.
Увеличение ставки дисконтирования соответствует примерно 3% (применительно к будущему чистому денежному потоку), что является дополнительным подтверждением предыдущего обсуждения.
Суммирование трех основных факторов риска и их соответствующего влияния на дисконтированную приведенную стоимость дает в общей сложности поправку в размере 7%, которая равна разнице между затратами на капитал и рыночной ценой.
Применение за пределами США
Подход DCF уже находит широкое применение на биржевых рынках нефти и газа за пределами США. Как и в случае с рынком США, уверенность в оценке наиболее высока, когда имущество состоит из доказанных продуктивных запасов. Кроме того, выбор ставки дисконтирования создает наибольшие проблемы при оценке
Корректировка ставки дисконтирования. Необходимо определить ставку дисконтирования, которая будет применяться к прогнозируемому денежному потоку для получения справедливой рыночной стоимости объектов. Со временем и развитием базы данных сопоставимых сделок с объектами за пределами США рыночные ставки дисконтирования могут быть пересчитаны в обратном порядке. Несколько регионов мира охвачены частично (например, коммерческая база Wood Mackenzie’s покрывает сделки с активами в Северном море Великобритании). К сожалению, подробная информация об оценках резервов и прогнозах движения денежных средств часто отсутствует. Исследователь должен обеспечить сопоставимость и внести коррективы на основе вторичной информации, такой как общие запасы, текущие темпы добычи, физические условия производственного объекта и налоговый режим
Ставка дисконтирования после уплаты подоходного налога (AFIT) по сравнению с BFIT. По мере поступления данных о сопоставимых продажах будет легче определить ставки дисконтирования.
Тем временем могут быть предприняты попытки построить ставки дисконтирования “снизу вверх”, начиная с WACC США, если они сначала будут скорректированы в соответствии с требованиями.
Эта корректировка необходима, поскольку налоги в принимающей стране почти всегда разные. Следовательно, оценки DCF за пределами США должны рассчитываться на основе AFIT. Эта корректировка в сторону понижения составляет порядка 2%, что привело к WACC на уровне 9% в течение большей части 1990-х годов.
Корректировка WACC. Затем необходимо внести корректировку для учета любых наблюдаемых или воспринимаемых изменений в WACC, вызванных работой в принимающей стране.
Такие факторы, как валютный риск, ограничения на репатриацию и задержки со стороны центрального банка, увеличивают WACC.
Увеличение может показаться трудным для количественной оценки; однако эффекты, конвертируемые в простые временные задержки, могут быть рассчитаны как дополнительные процентные расходы.
Примером может служить задержка с получением платежа в твердой валюте через систему центрального банка в развивающейся стране. Этот дополнительный шаг может легко занять 3 месяца, что приводит к увеличению WACC на 2 — 3%.
Влияние других факторов может быть определено путем получения котировок с рынка производных финансовых инструментов.
Примером могут служить дополнительные затраты на хеджирование валютного риска. Эта корректировка может составлять несколько процентных пунктов, в зависимости от финансовой стабильности принимающей страны и количества нефти, подлежащей продаже на местном рынке.
Избыток для международного бизнеса. Как только WACC будет скорректирована, надбавка за “участие в нефтяном бизнесе” должна быть скорректирована по сравнению с исторически сложившейся на нефтяном рынке США. Ожидается, что три пересматриваемых фактора будут такими же, как и для объектов в США, а именно: объемы производства, цены и издержки. Каждый из них нуждается в изучении. Кроме того, необходимо добавить страновой риск (иногда называемый политическим риском).
Объемы производства и право собственности. В случаях с США процент от чистого дохода легко включается в прогнозы запасов из юридически описанного рабочего интереса за вычетом роялти владельцам месторождений полезных ископаемых.
Кроме того, лежащая в основе договора форма аренды неоднократно проверялась в суде. Таким образом, существует небольшой риск, связанный с правом собственности на продукцию.
Напротив, различные формы международных нефтяных контрактов между нефтяными компаниями и агентством принимающей страны приводят к многочисленным вариациям и вопросам правового титула.
В некоторых случаях PSC право собственности на нефть приобретается только при экспорте из принимающей страны. Существует множество вариаций.
Таким образом, в то время как инженеры могут прогнозировать производительность пласта с нормальной точностью, добыча в настоящее время подвержена многочисленным изменениям, каждое из которых требует юридического толкования. Право собственности на нефть часто даже не принадлежит международной нефтяной компании.
В Таблице 1 показана чувствительность к типу нефтяного контракта для ряда стран в сравнении со стандартами владения для Мексиканского залива США (базовый вариант).
ТАБЛИЦА 1. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ РИСК ПРАВ СОБСТВЕННОСТИ НА НЕФТЬ
| Тип контракта | Страна / Расположение | Риск титула |
| Лицензия с роялти | США / Мексиканский залив | Базовый уровень |
| Великобритания / Северное море | Меньше | |
| Новая Зеландия | Меньше | |
| Турция | Больше | |
| Канада | Сопоставимо | |
| Ассоциированный контракт | Колумбия | Много выше |
| PSC | Индонезия | Много выше |
| Казахстан | Много выше | |
| Кот-д’Ивуар | Сопоставимо |
Конкурентоспособность. Географические ограничения могут серьезно повлиять на конкурентоспособность нефти и газа и вызвать дополнительные сомнения в объемах добычи. Вместо увеличения целевой нормы прибыли на 2% мы увидели, что премия выросла на 5% по причинам риска владения нефтью. Мы наблюдаем увеличение базовой нормы доходности на 5% к востоку от Каспийского моря из-за неопределенности в отношении возможностей экспорта нефти.
Цены на нефть и газ. Многие страны разрешают экспорт доли добычи неамериканской нефтяной компании по мировым ценам на нефть или по корзине цен. В таких случаях предполагаемая неопределенность прогноза цен на нефть идентична неопределенности в отношении продажи нефти в США.
Таким образом, стоимость производных финансовых инструментов одинакова, и надбавка в размере 3% к целевой норме доходности кажется разумной.
Напротив, некоторые страны налагают на часть нефти обязательства внутреннего рынка (DMO). Если цена на DMO может изменяться по усмотрению правительства принимающей страны, предполагаемый ценовой риск выше, и будет произведена корректировка в сторону повышения.
Предполагаемая неопределенность прогнозов цен на сырьевые товары выше для природного газа, поскольку большинство стран не имеют модели ценообразования на газ в своих нефтяных контрактах. Таким образом, указывается на существенное увеличение целевой нормы доходности и, следовательно, применимой для оценки ставки дисконтирования.
Затраты. Воспринимаемая неопределенность в отношении операционных затрат выше в регионах за пределами США, чем в США. Основные факторы затрат те же (например, рабочая сила, электроэнергия и расходные материалы). Абсолютные затраты, как правило, выше и существенно варьируются в зависимости от глобального местоположения и окружающей среды. Прогнозируемые затраты уже включены в финансовый прогноз. Чувствительность к колебаниям важна и, по-видимому, наиболее важна для прогнозирования затрат на рабочую силу.
Добавление восприятия политического риска. В отличие от оценок в США, скидка на политический или страновой риск должна быть включена в оценки за пределами США. Gebelein, Pearson and Silbergh [4] суммируют компоненты политического риска следующим образом.
- Потери в результате гражданских беспорядков.
- Внешние потери — военные потери.
- Внезапная экспроприация.
- Ползучая экспроприация.
- Изменения в налогообложении.
- Внутренний контроль за ценами.
- Производственные ограничения.
- Ограничения на экспорт нефти.
- Ограничения на денежные переводы.
У Gebelein, Pearson and Silbergh приведены подробные определения этих рисков. Чтобы поправка на политический риск не удваивалась, некоторые из этих компонентов должны быть исключены, поскольку они уже учитывались при корректировке количества, цены и издержек, обсуждавшейся ранее. Одним из них являются изменения в налогообложении, риск которых (по нашему мнению) одинаково опасен как в США, так и за пределами США.
Корректировки следует вносить только в крайних случаях неопределенности, как, например, в настоящее время в Российской Федерации.
Другим направлением является регулирование внутренних цен, которое уже будет скорректировано в рамках корректировки цен. Производственные ограничения были скорректированы с учетом количественных рисков, и любая неопределенность в отношении ограничений на денежные переводы была бы включена в ранее упомянутую корректировку стоимости капитала по отношению к стоимости принимающей страны
Компоненты политического риска.
Остальные пять компонентов действительно влияют на восприятие политического риска помимо количественных, ценовых и стоимостных рисков. Gebelein, Pearson and Silbergh [5] предложили качественный подход для сравнения различных стран и возможностей, а Stauffer [6] предложил количественный подход.
Он соотнес ставку дисконтирования, которая будет применяться к “определенному” ожидаемому денежному потоку (который включает все геологические риски и любые бизнес-риски, за исключением безвозмездной национализации), со ставкой дисконтирования, которая будет использоваться при включении национализации. Он обнаружил, что скорректированная ставка дисконтирования R* равна базовой ставке дисконтирования r плюс годовая вероятность безвозмездной экспроприации p плюс небольшая поправка
R* = (r + p) / (1 − p) = r + p + p х (r + p) (2)
Подход Stauffer, по-видимому, подтверждает наше предложение о том, что ставка дисконтирования может быть увеличена путем добавления отдельных компонентов. Это также устанавливает максимальный предел корректировки, который был бы меньше в случаях частичной экспроприации или сбоев в работе, перечисленных Gebelein, Pearson and Silbergh. Ни один из этих авторов не пытался полностью рассчитать проценты для добавления.
Подход к количественной оценке. Proehl [7] предложил подход к количественной оценке и проиллюстрировал свои результаты примерами из Чили и Ирана начала 20-го века.
Его вероятности зловеще высоки, но, возможно, это оправданно, учитывая политику Чили в отношении меди, национализацию нефти Ираном и другие политические волнения.
Для Чили, рассчитанная Proehl ежегодная вероятность правительственных или народных действий против иностранных инвестиций увеличилась с 23% до 62% с 1910 по 1980 год. Разумно ожидать, что воспринимаемый рыночный риск находится в том же диапазоне для стран с высоким политическим риском. К сожалению, не представлено никакой информации о текущем восприятии политического риска в двух рассматриваемых странах. Следуя Stauffer [8], годовая вероятность является добавкой к определенной ставке дисконтирования, как обсуждалось ранее.
Это позволяет нам рассчитать ставку дисконтирования, которая будет применяться к ожидаемому денежному потоку для целей оценки за пределами США.
Сравнение с Фактической продажей
Была проведена проверка применимости предложенного блочного подхода.
Недавняя сделка в Кот-д’Ивуаре удовлетворяет всем требованиям для определения справедливой рыночной стоимости.
Сделка представляла собой продажу безраздельного 10%-ного рабочего интереса в морском нефтегазопромысловом комплексе Panther/Lion.
Базовая стоимость актива, представляющего рабочий интерес, почти полностью представлена доказанными производственными запасами, которые были оценены независимыми инженерами и сертифицированы другой группой независимых консультантов.
Продажа была осуществлена государственной нефтяной компанией Petroci компании United Meridian (ныне Ocean Energy) за наличные или их эквивалент в рамках сделки «на расстоянии вытянутой руки» после выхода на рынок.
Цена сделки составила 20,5 миллиона долларов США.
Мы получили общие запасы из пресс-релизов, а прогнозы добычи, приведенные в Таблице 2, взяты из общедоступных контрактов на продажу газа единственному рынку — электростанциям в Абиджане.
ТАБЛИЦА 2 — ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ НА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ LION/PANTHER (ЯНВАРЬ 1998 г.)
| Год (конец) | Газ (Bcf) | Нефть (million bbl) |
| 1998 | 35.6 | 13.7 |
| 1999 | 28.4 | 11.1 |
| 2000 | 31.0 | 8.9 |
| 2001 | 24.5 | 6.4 |
| 2002 | 22.3 | 1.9 |
| 2003 | 18.0 | |
| 2004 | 18.0 | |
| 2005 | 18.0 | |
| 2006 | 18.0 | |
| 2007 | 18.0 | |
| 2008 | 18.0 | |
| 2009 | 18.0 | |
| 2010 | 16.6 | |
| 2011 | 13.3 | |
| 2012 | 10.8 | |
| 2013 | 7.9 | |
| 2014 | 5.4 | |
| 2015 | 2.9 | |
| 2016 | 2.2 | |
| 2017 | 1.4 | |
| 2018 | 1.1 | |
| 2019 | 0.4 | |
| 2020 | 0.3 |
Цены на сырьевые товары были получены как от покупателей, так и от продавцов газа.
Транспортные расходы от морских месторождений вдоль побережья до рынка были снова рассчитаны на уровне 0,20 доллара США за куб.фут.
В начале 1998 года было принято считать, что восприятие цен на нефть повлияло на покупателя и продавца.
Модель PSC. Текущая модель PSC для Кот-д’Ивуара в формате электронной таблицы Excel была адаптирована из материалов курса U. of Tulsa [9].
Модель позволяет вводить все финансовые условия, такие как возмещение затрат и распределение прибыли по добыче нефти, а также прогноз добычи на 20 лет. Модель также имеет возможность ввода подробных данных о затратах на разработку скважин и сооружений.
В Таблице 3 обобщены входные параметры по состоянию на дату совершения транзакции.
ТАБЛИЦА 3 — ВХОДНЫЕ ПАРАМЕТРЫ СОВМЕСТНОГО КОНТРАКТА НА ПРОИЗВОДСТВО В КОТ-Д’ИВУАРЕ
| Капитальные затраты | |||
| Затраты ликвидации (21 год), по оценкам, в миллионах долларов США | 15 | ||
| Оценка производственных мощностей, в миллионах долларов США | 343 | ||
| Экономические предположения (начало 1998 года) | |||
| Цена на нефть, долл. США за баррель | 16 | ||
| Рост цен на нефть, %/год | 3,25 | ||
| Цена на газ, долл. США/млн куб. футов | 1,50 | ||
| Рост цен на газ, %/год | 3,25 | ||
| Эксплуатационные расходы, долл. США/баррель нефтяного эквивалента | 3,70 | ||
| Уровень инфляции, %/год | 3,25 | ||
| Ставка налога на прибыль, % | 35 | ||
| Ставка Libor, % | 5,75 | ||
| Условия контракта | |||
| Проценты, удерживаемые Petroci, % | 0 | ||
| Окупаемость затрат (нефть и газ), % | 63 | ||
| Доля нефти в прибыли подрядчика | |||
| Нефть | Газ | Нефть | Газ |
| (баррелей в сутки) | (Мкф/сутки) | (%) | (%) |
| 0 – 20,000
> 20,000 |
0 – 70,000
> 70,000 |
40
30 |
40
30 |
Ставка дисконтирования, основанная на комплексном подходе. Первая корректировка производится для WACC для выбранной страны, а именно Кот-д’Ивуара.
В стране действует свободный обмен твердой валюты, поскольку ее национальная валюта, CFA (Cefa), привязана к французскому франку. Корректировка не требуется, поэтому выбирается значение WACC AFIT, равное 9%.
К этому добавляются корректировки для учета восприятия рисков объёма, цены и затрат.
Объемы, которые будут добываться на месторождении, были спрогнозированы американскими инжиниринговыми компаниями, в то время как цены зависят от газового рынка в течение экономически важного краткосрочного периода. Поэтому выбран уровень, эквивалентный 2% в США.
Ценовой риск также идентичен, поскольку нефть продается по мировым ценам на нефть, нет субсидируемого DMO, а цены на газ фиксируются контрактом «бери или плати». Выбран уровень в 3% в США.
Прогнозы затрат более рискованны из-за расстояний до складов снабжения и международных сервисных центров. Кроме того, уровень инфляции на рынке труда в Кот-д’Ивуаре остается неопределенным. По обоснованным предположениям, этот процент вдвое превышает аналогичный показатель в США — 4%.
Общая сумма до учета политического риска составляет 18%.
Политический риск. Политический риск, основанный на подходе Proehl [10], привел к 15%-ной вероятности серьезных сбоев.
Следует признать, что период анализа составляет лишь половину времени, использованного Proehl в делах в Иране и Чили.
В случае с Кот-д’Ивуаром этот период охватывает период с конца французской колониальной эпохи в 1960 году до недавних политических изменений, последовавших за смертью многолетнего правителя Феликса Уфуэ-Буаньи.
Во время его правления страна привлекала международные инвестиции, позитивно участвовала в проектах многостороннего финансирования и поддерживала соглашения с международными нефтяными компаниями.
Недавние события. В некоторых случаях “стабильность” была слишком велика. Когда в 1986 году цены на нефть достигли дна, Phillips Petroleum рассматривала возможность преобразования временных производственных мощностей на нефтяном месторождении Эспуар на шельфе Кот-д’Ивуара в постоянные. При новых низких ценах на нефть первоначальный процент возмещения затрат Phillips в размере 50% был слишком низким, чтобы позволить инвестировать в новые объекты. Правительство проигнорировало просьбы о пересмотре условий, и Phillips Petroleum предпочла перерезать производственные трубы под морским дном и уйти.
Если бы не такое бескомпромиссное отношение к иностранным инвестициям в 1987 году, страна оценивала бы политический риск еще ниже.
Тенденцией в правильном направлении для иностранных инвесторов стал пересмотр в 1998 году процентной ставки возмещения затрат на месторождениях Lion/Panther. Первоначально этот показатель составлял 40%, но затем был увеличен до 63%.
Результат применения блочного подхода. Добавляя предполагаемые 15% к ранее рассчитанным 18%, мы получаем величину как минимум 33% для применения в качестве ставки дисконтирования. Недавняя продажа Ocean Energy включала в себя 10% рабочей доли, что, по прогнозам, составит 18 миллионов долларов США.
Фактическая цена сделки составила 20,5 миллиона долларов США.
Каковы возможные причины такой разницы?
Согласование.
Тщательное изучение модели выявило ряд факторов, которые по отдельности или в сочетании могли бы обосновать разницу.
Мы использовали цену на нефть в размере 16 долларов США за баррель с повышением на 3,25% для рынка в начале 1998 года.
Покупатель, возможно, использовал другой сценарий изменения цен на нефть.
Кроме того, определенную роль может сыграть неопределенность в возмещении оставшихся затрат.
Наконец, сделка состоялась на самом пике добычи, поэтому чувствительность к оценке запасов на ближайшую перспективу была высокой.
Обратный расчет, основанный на рыночной стоимости в 20,5 миллионов долларов США, дал ставку дисконтирования примерно в 25%.
Это может свидетельствовать о том, что покупатель установил скидку за политический риск на существенно меньшую величину (10% или меньше).
Это также может указывать на то, что покупатель почувствовал дополнительную стоимость объекта, поскольку Ocean Energy была оператором и уже имела большой рабочий интерес к этому объекту.
Выводы
Подходы к оценке справедливой рыночной стоимости, известные на американской арене, применимы к объектам недвижимости за пределами США. Для доказанных добывающих запасов подход DCF может быть применен после рассмотрения влияния принимающей страны на избыточные компоненты, связанные с количеством, ценой и восприятием затрат. Необходимо также добавить компонент политического риска, но его определение в высшей степени субъективно.
[1] Gustavson J.B. (2020), Valuation of Non-U.S. Oil and Gas Properties, Journal of Petroleum Technology 52(2), Febr. https://www.researchgate.net/publication/250088663_Valuation_of_Non-US_Oil_and_Gas_Properties
[2] Miller, R.J. and Vasquez, R.: “Discount Rates, Cost of Capital, and Property Acquisition Evaluations,” paper SPE 18509 presented at the 1988 SPE Symposium on Energy, Finance, and Taxation Policies, Washington, DC, 19–20 September
[3] Westin, F.J. and Copeland, T.E.: Managerial Finance, eighth edition, The Dryden Press, New York City (1986) 139.
[4] Gebelein, C.A., Pearson, C.E., and Silbergh, M.: “Assessing Political Risk of Oil Ventures,” JPT (May 1978) 725
[5] Gebelein, C.A., Pearson, C.E., and Silbergh, M – цит. соч.
[6] Stauffer, T.R.: “Political Risk and Overseas Oil Investment,” paper SPE 18514 presented at the 1988 SPE Symposium on Energy, Finance, and Taxation Policies, Washington, DC, 19–20 September
[7] Proehl, T.S.: “Comparison between Political and Economic Country Risk Factors,” paper SPE 25819 presented at the 1993 SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, Dallas, 29–30 March
[8] Stauffer, T.R. – цит. соч.
[9] “International Petroleum Contracts and Operating Agreements,” basic model available from the U. of Tulsa, Tulsa, Oklahoma, phone: 918-631-2347, fax: 918-631-2154 (1998).
[10] Proehl, T.S. – цит. соч.