Особенности оценки нефтеперерабатывающих компаний в условиях экономической нестабильности, страница 4

В диссертации обосновано,что при прогнозе величины выплачиваемого налога на прибыль необходимоучитывать следующие обстоятельства: 1) наличие разницы между эффективной ипредельной ставкой по налогу на прибыль; 2) наличие убытков у компании в прошломи/или в первые годы прогнозного периода приводит к необходимости переноса набудущие периоды этих убытков, что может создать экономию на налоговых платежахв будущем; 3) необходимость капитализировать расходы на НИОКР, обучениеперсонала и прочие аналогичные расходы, что ведет к значительному сокращениюналоговых выплат в будущем.Четвертой особенностью оценки является использование в качестве безрисковойставки доходности к погашению бескупонных 30-ти летних облигаций КазначействаСША (US Treasure Bonds 30) с корректировкой на страновой риск.Однимизнедостатковсовременнойроссийскойпрактикиоценкинефтеперерабатывающих компаний в рамках доходного подхода является отсутствиеверификации прогнозных данных, полученных от заказчиков при прогнозированиивыручки, затрат, чистой прибыли и т.д.Проведенныйвдиссертациианализроссийскойпрактикиоценкинефтеперерабатывающих компаний в рамках сравнительного подхода позволяетсделать следующие выводы.

Во-первых, в России всего 7 нефтеперерабатывающихпредприятий имеют котируемые на фондовом рынке акции5, поэтому уровеньликвидности их акций не достаточно высокий. Во-вторых, отсутствует достовернаяинформация относительно значения индекса Нельсона по российским компаниям.Поэтому результаты сравнительного подхода в отчетах об оценке приводятсясправочно.Особенности оценки нефтеперерабатывающих компаний в рамках затратногоподхода проявляются в основном при расчете стоимости профильных активовпредприятия. Российские оценщики, как правило, используют индивидуальный расчет5Данные Bloomberg.19каждого объекта основных средств предприятия в разрезе инвентарных номеровметодом индексации, что является нецелесообразным, т.к. невозможно определитьстоимость какой-либо технологической установки целиком. Для решения этойпроблемы необходимо использовать укрупненный метод расчета затрат на замещениечерез компоненты функционально-технологической схемы.Третья группа проблем посвящена совершенствованию методов оценкироссийских нефтеперерабатывающих компаний.

На основе комплементарногоподходасформированметодическийаппаратоценкиакцийиактивовкоценкенефтеперерабатывающих компаний в условиях повышенного риска.1.Совершенствованиеметодовдоходногоподходанефтеперерабатывающих компаний. В результате исследования выявлено, чтоодной из значимых проблем в построении ставки дисконтирования по модели САРМявляется расчет величины коэффициента бета. На российском фондовом рынкеторгуются акции некоторых нефтеперерабатывающих компаний, поэтому расчетисторической β может быть осуществлен на основании ретроспективных данных.

Наоснове авторских расчетов определены значения регрессионных коэффициентов бетапо нескольким российским компаниям, которые составили диапазон от 0,482 до 1,316.Анализ полученных результатов показал, что все нефтеперерабатывающие компании,имеющие коэффициент бета меньше 1, входят в состав ВИНК или крупныххолдингов. Только одна независимая нефтеперерабатывающая компания имееткоэффициент 1,316.

Это свидетельствует о том, что вхождение компании в составВИНК существенно сокращает нестабильность деятельности предприятия, рискинвестирования в его акции по сравнению со среднерыночным риском.Расчет фундаментального коэффициента бета для техже российскихнефтеперерабатывающих компаний без учета финансового рычага (unlevered β) сиспользованием предельной налоговой ставки по налогу на прибыль 20 % показалследующие результаты, см. Табл. 4.Табл.

4. Значения коэффициентов бета№ п/п1234Наименование компанииДолг/Капитал Бета (levered)ОАО «Уфанефтехим»0,5 %0,5626ОАО «Уфимский НПЗ»0,5 %0,4823ОАО «Новойл»0,1 %0,8411ОАО «Ярославнефтеоргсинтез»64,1 %1,3157ОАО «ЛУКОЙЛ52%0,5836Нижегороднефтеоргсинтез»Источник: составлено автором на основе данных СПАРК и RUSLANA.20Бета (unlevered)0,560,480,840,870,58Корректировка регрессионных коэффициентов бета на финансовый рычаг иналоговый «щит» выровнила безрычаговые беты до более узкого диапазона (от 0,48до 0,87).

Все коэффициенты бета оказались меньше единицы, таким образом можносделать вывод, что инвестиции в отечественную нефтепереработку являются менеерискованными, чем в среднем по российскому фондовому рынку.При прогнозировании рыночной стоимости в постпрогнозном периоде следуетучесть, что многие российские нефтеперерабатывающие компании не являютсяисключительно предприятиями, ориентированными на внутренний рынок (доляэкспортной продукции колеблется от 5 % до 20-30 %%). Если доля экспортасоставляет 5-10 %%, то основным, пороговым значением темпов стабильного ростабудут темпы роста российской экономики. Если же доля экспорта достигает 25-30%%, и эта доля в постпрогнозном периоде не меняется, то целесообразноскорректировать прогнозные темпы роста денежного потока на темпы роста экономиктех стран, в которые производится экспорт нефтепродуктов.Очень важной особенностью расчета стоимости акций нефтеперерабатывающейкомпании в постпрогнозном периоде является изменение величины коэффициента β.Авторскийрасчеткоэффициентовбетанекоторыхроссийскихнефтеперерабатывающих предприятий показал, что его величина ниже единицы, т.е.риск инвестирования ниже рыночного.

В подобной ситуации свободные денежныересурсы фондового и, в первую очередь, кредитного рынка инвестируются внизкорисковые активы – акции нефтеперерабатывающих компаний. В бесконечнойперспективедолязаемныхсредстввструктурекапиталаувеличивается,следовательно, увеличивается коэффициент бета и достигает среднерыночногопоказателя 1.2.Развитиеметодовнефтеперерабатывающихсравнительногокомпаний.Приоценкеподходакоценкенефтеперерабатывающихкомпаний в рамках сравнительного подхода выявлена особенность в подборекомпаний-аналогов. Эта специфика заключается в том, что часть российскихкомпаний работает на собственном сырье, а часть – по давальческой схеме.В результате исследования был сделан вывод, что ключевым различием междудавальческой схемой и переработкой собственной нефти являются показателирентабельности.Длясравненияэффективностидеятельностикомпаний,осуществляющих переработку давальческой нефти и собственного сырья, былирассчитаны следующие показатели рентабельности: 1) ROE (рентабельность21собственного капитала); 2) ROA (рентабельность активов); 3) ROS (рентабельностьпродаж), позволяющие наиболее четко сопоставить деятельность различныхкомпаний, значительно различающихся как по объемам деятельности, так и схемеработы.

На основании расчетов средней величины рентабельности по несколькимнефтеперерабатывающим компаниям России за период 2007- 1 кв. 2012 гг. былиполучены следующие значения, см. Табл. 5.Табл. 5. Показатели ROA, ROE, ROSНаименованиекомпанииROAROEОАО «Уфанефтехим»*19,90 %25,76 %ОАО «Уфимский НПЗ»*27,90 %31,12 %ОАО «Новойл»*24,82 %29,42 %ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез»2,52 %6,54 %ОАО «Саратовский НПЗ»14,66 %10,02 %ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»19,16 %47,64 %* компании, работающие по давальческой схеме.Источник: составлено автором на основе данных СПАРК и RUSLANA.ROS38,50 %46,00 %36,32 %14,48 %38,88 %22,42 %Анализ полученных данных по показателям рентабельности различныхпредприятий показывает, что отсутствует зависимость уровня рентабельности отсхемы переработки сырья. Нельзя утверждать, что нефтеперерабатывающая компания,работающая на давальческой схеме, имеет меньшую рентабельность по всемпоказателям, чем предприятие, работающее на собственном сырье.

Основнымвыводомявляетсядоказательствотого,чтовусловияхэкономическойнестабильности, корректно использовать все компании-аналоги для расчета рыночнойстоимости собственного капитала любого нефтеперерабатывающего предприятия врамках сравнительного подхода.В результате исследования доказано, что есть одна корректировка, котораядолжна быть сделана при использовании мультипликаторов для компаний,работающих на разных схемах переработки нефти – это корректировка на величинусобственного оборотного капитала (СОК). Компании, работающие на собственномсырье, имеют достаточно большой СОК (в денежном выражении), т.к.

за счет своихсобственных оборотных средств приобретают сырую нефть. Другие предприятия,работая на давальческом сырье, имеют СОК на необходимом, но меньшем уровне, т.к.не покупают нефть для переработки. Авторский способ корректировки заключается вприбавлении к стоимости инвестированного капитала суммы отрицательного СОК ивычитаниисуммыположительногоСОК.Даннаякорректировканивелировать различия в схеме работы нефтеперерабатывающей компании.22позволяет3. Разработан авторский способ определения затрат на замещение основныхсредствнефтеперерабатывающихпредприятий.Анализпрактикиоценкинефтеперерабатывающих компаний позволил выявить, что в рамках затратногоподхода для расчета рыночной стоимости имущественного комплекса целесообразноопределять затраты на замещение технологического оборудования в разрезефункционально-технологической схемы (далее – ФТС).

Элементами ФТС являютсяздания, сооружения, комплексы оборудования, представляющие собой блоки,выполняющие определенные функции в составе имущественного комплексапредприятия, рассматриваемого как единое целое.Элементы ФТС представляют собой комплекс имущества, предназначенного длявыполнения определенного технологического процесса. Оценка элементов ФТСпроизводится в разрезе технологических объектов, с учетом всей необходимойинфраструктуры.В диссертации предложен новый способ расчета затрат на замещениеимущественного комплекса, основанный на выведенной зависимости стоимостисозданияновогонефтеперерабатывающегопредприятияитехнологическойсложности оборудования, которое включено в его поточную схему. Расчет затрат назамещение имущественного комплекса компании производится по следующейформуле:ЗЗкомпании  ЗЗТО  ЗЗИ  ЗЗТВО  ЗЗНВО , где(1)ЗЗТО - затраты на замещение технологического оборудования, руб.;ЗЗ И - затраты на замещение инфраструктуры, руб.;ЗЗТВО - затраты на замещение технологических внешних объектов, руб.;ЗЗНВО - затраты на замещение нетехнологических внешних объектов, руб.Затраты на замещение технологических основных средств напрямую зависят отих производительности: чем выше производительность, тем больше стоимость.Однако все установки имеют различную номенклатуру выходов нефтепродуктов,поэтому для приведения всех установок к единой базе предложено рассчитатьпоказатель эквивалентной дистилляционной производительности (ЭДП) для каждогопроизводственного актива.Формула для расчета ЭДП выглядит следующим образом6:ЭДПТО  ( ПУ  КС  КП )  ККр , где6Oil & Gas Journal Online Research Center.

Daniel Johnson & Co, 1-1-2004.23(2)ПУ - производительность оборудования, тонн в год;КС - коэффициент Нельсона;- коэффициент пропорциональности;ККр - коэффициент кратности или повторяемости.КПВремя эксплуатации оборудования, % от времени года100ЭДП технологического оборудования суммируется с ЭДП внешних объектовКП для получения ЭДП предприятия. Индекс сложности Нельсона используется длясравнения относительной технологической сложности. Он представляет собой частноеот деления ЭДП предприятия на суммарную производительность установокатмосферной дистилляции. Предлагается следующая формула:КИ ЭДППУАД, где(3)ПУАД - производительность установок атмосферной дистилляции, тонн7.После расчета конфигурационного индекса по предприятию необходимоопределить затраты на замещение технологического оборудования.