Баффетт.РУ

Уже много лет говорят о том, что акции российских нефтегазовых компаний относительно зарубежных аналогов являются недооцененными, при том что их стоимость выросла в разы. О чем же тогда идет речь и когда отечественные акции обретут свою настоящую стоимость?

Давайте посмотрим на одного из мировых лидеров нефтяной промышленности компанию ExxonMobil. Ее капитализация сейчас составляет $420 млрд, а капитализация «ЛУКойла» — $70 млрд, он в шесть раз дешевле. При этом запасы нефти американской фирмы оцениваются в 3,12 млрд тонн, а «ЛУКойла» — в 2,8 млрд тонн, что весьма сопоставимо. Добывает «ЛУКойл» нефти всего в два раза меньше, чем Exxon.

Такую же аналогию можно провести и с другими российскими и западными компаниями, в результате чего мы действительно увидим недооцененность отечественных предприятий. В чем же причина и как зарубежные фирмы зарабатывают больше средств (и, соответственно, дороже стоят на биржах)?

Сравнение сосравнением

Ценность нефтяной компании заключается не только в объеме запасов нефти на месторождениях, но и в способности превращать эти запасы в прибыль для акционеров. Чем больше поток прибыли, тем лучше и тем дороже компания. А прибыль складывается из двух составляющих: от добычи и продажи сырой нефти и от переработки нефти в другие продукты с их последующей реализацией.

Для начала посмотрим на диаграмме 1 соотношение добычи и переработки (коэффициент Ксп) у нефтяных предприятий. Здесь видно, что ВИНК (вертикально интегрированные компании) перерабатывают около половины нефти, которую сами добывают. А в это время у ExxonMobil данный коэффициент составляет порядка 200%, то есть компания перерабатывает в три раза больше нефти, чем добывает сама: фактически ExxonMobil перерабатывает нефть, например, «ЛУКойла», получая дополнительно на каждой переработанной тонне дополнительный доход, и весьма немалый.

Если посмотреть на график, то, с одной стороны, мы увидим потенциал роста стоимости акций российских компаний в сотни процентов относительно объемов добываемой нефти. Здесь мы берем отношение капитализации ExxonMobil ($426 млрд) к добываемой нефти (209 млн тонн) за 100% — это точка отсчета — и сравниваем с ней отношение капитализации к добычи российских компаний. Исходя из этого можно говорить о недооценке российских эмитентов на сотни процентов.

Однако если сопоставить капитализацию компаний с коэффициентом Ксп (доли переработки к добыче) и сравнить здесь же с ExxonMobil, то большой недооценки мы не увидим — большинство отечественных предприятий оценены вполне справедливо, а «Роснефть», согласно таким расчетам, выглядит и вовсе дороже ExxonMobil.

Именно в этом — в малой доле переработке нефти — и следует искать причину низкой капитализации российских компаний. Пока это гипотеза, и для того чтобы подтвердить либо опровергнуть ее, следует рассмотреть бизнес нефтяников более подробно.

Структура бизнеса — ключ к оценке

В реальности ключ к росту капитализации лежит в увеличении денежного потока ВИНК. Этого возможно добиться двумя путями: дальнейшим активным увеличением добычи нефти или повышением удельной стоимости реализации продукции, из этой нефти получаемой. Оба подхода требуют значительных капитальных затрат, но первый метод является экстенсивным, а второй — интенсивным, высокотехнологичным и обещающим диверсификацию бизнеса, что уже само по себе всегда хорошо для стабильной долгосрочной деятельности.

Посмотрим теперь на структуру бизнеса мирового лидера ExxonMobil и сопоставим его показатели с результатами отечественных лидеров — «ЛУКойла» и «Роснефти».

Хороший критерий для сравнения эффективности деятельности — средняя цена реализации продукции в долларах США за тонну. Он показывает, сколько денег принесла компании каждая добытая тонна нефти за последние три года. Эта величина говорит о многом: о качестве менеджмента, контакте с покупателями, использовании рыночной конъюнктуры.

Однако средняя стоимость реализации продукции основывается лишь на размере выручки компании, поэтому, чтобы учесть налоговые издержки (что актуально для России с налогом на добычу полезных ископаемых — НДПИ), себестоимость производства или приобретения нефти и нефтепродуктов, а также способность контролировать прочие расходы, необходимо применять в расчетах размер чистой прибыли. Для этого можно использовать показатель «чистая прибыль / добыча», показывающий, сколько денег приносит акционерам каждая тонна добытой нефти после вычетов всех расходов и налогов, то есть фактически ту сумму, которую может получить акционер с тонны нефти.

Отметим, что в структуре финансовых результатов ExxonMobil за 2007 год на сегмент upstream* приходится только 65% чистой прибыли, еще около четверти обеспечивается за счет сегмента downstream** и более 10% — благодаря химическому производству.

Как видно из представленных диаграмм, и средняя цена реализации продукции, и соотношение чистой прибыли к добыче у ExxonMobil в три-четыре раза превосходят аналогичные показатели «ЛУКойла» и «Роснефти». Это заветные цифры, характеризующие недостаточную операционную развитость российских ВИНК и объясняющие соответствующее отставание в рыночной капитализации. Так что впору говорить о локальной переоцененности российской нефтянки. Кстати, глубина обвала стоимости акций на бирже 25 июля текущего года это косвенно подтверждает.

Downstream — основа интенсивного роста

Практически все компании оцениваются на рынке в сумму, немного превосходящую размер их выручки. Это характеризуется так называемым коэффициентом P/S (капитализация / выручка). Когда предприятие активно растет и инвесторы верят в его светлое будущее, коэффициент может быть 1,3 и выше. Когда компания стагнирует или близится кризис доверия инвесторов, коэффициент опускается, например до 0,9. Таким образом, рост выручки в любом случае положительно сказывается на капитализации фирмы: рост выручки на 1 руб. в среднем вызывает повышение капитализации на 0,9–1,3 руб. Отсюда понятно: чтобы акции дорожали, как уже упоминалось выше, надо продавать больше и по более высокой цене. Для нефтяной компании это означает следующее:

• добывать больше нефти и рассчитывать на рост ее стоимости;
• добывать больше нефти и производить из нее более дорогую продукцию (переработка);
• дополнительно покупать на стороне чужую нефть и перерабатывать ее вместе со своей собственной, создавая дополнительную прибавочную стоимость.

Видно, что эти варианты расположены в порядке возрастания от экстенсивного пути развития бизнеса к интенсивному. Причем под переработкой можно и нужно понимать производство не только бензина, мазута и дизеля, но и базовых мономеров для органического синтеза, а также полимерной продукции и изделий из нее. На каждом этапе в этой цепочке будет создаваться дополнительная прибавка к конечной цене реализации, а значит, возрастет совокупная выручка компании. Это является не только залогом увеличения капитализации, но и фактором значительного повышения устойчивости бизнеса в целом, так как бизнес диверсифицируется. И то и другое очень позитивно для восприятия акций инвесторами.

Наверное, многие уже отметили, что в приведенной выше лестнице российские ВИНК находятся на первой или в лучшем случае на второй ступени, так как пока не в состоянии переработать даже 60% собственной нефти. В то же время ведущие зарубежные аналоги активно позиционируются как раз на третьей ступени, производя из собственной и чужой нефти продукцию высокого передела. Именно это обеспечивает дополнительные объемы продаж как в натуральном, так и в денежном выражении, позволяя иностранным компаниям иметь гораздо большую среднюю цену реализации продукции и, соответственно, получать намного большую выручку при сопоставимых или даже меньших по сравнению с российскими ВИНК объемах добычи нефти.

НПЗ и циклический риск

Казалось бы, все понятно: активно стройте НПЗ и пожинайте плоды в виде роста финансовых результатов и котировок собственных акций! Однако российские компании пока не спешат это делать. Почему?

Строительство НПЗ — процесс длительный и очень затратный. Чтобы построить завод, способный на современном уровне перерабатывать нефть в высококачественное топливо (Евро-4/5), необходимо вложить порядка $350–400 на каждую тонну переработки, то есть завод мощностью 6 млн тонн в год будет стоить $2,1–2,4 млрд. Для сравнения: сейчас «ЛУКойл» владеет третьим по мощности НПЗ «Волгограднефтепереработка» мощностью порядка 9,5 млн тонн.

Создание производства полиэтилена или полипропилена требует уже в разы больших вложений. Срок окупаемости этих проектов лежит в горизонте шести-семи лет и более. При таком сроке повышаются риски как финансово-экономического, так и политического характера. Рисковать просто так никто не хочет. Тем более что рынок нефтепродуктов цикличен и периоды высокой рентабельности (как сейчас в России и как лет пять назад в США) сменяются периодами нулевой и даже отрицательной (как в США сейчас и 25 лет назад). В эпоху высоких цен на нефть издержки НПЗ растут, прибыль снижается из-за падения спроса со стороны потребителей.

Где гарантия, что, вложив миллиарды в строительство завода, компания не столкнется с тем, что через шесть-семь лет доход от переработки упадет до минимальной отметки и об окупаемости можно будет забыть на длительный срок? Такие примеры есть. В свое время крупные американские ВИНК рассматривали переработку как нечто побочное и не соответствующее основному бизнесу ни по масштабу деятельности, ни по уровню рентабельности. Было это в далекие 1980−е, и тогда в руководстве ВИНК всерьез поднимался вопрос о выводе НПЗ из структуры нефтяных холдингов. В это время, словно предвидя будущее и воспользовавшись весьма низкими ценами на нефтеперерабатывающие активы, компания Valero Energy скупила большое число НПЗ. Когда доходность в нефтепереработке начала расти из-за падения цен на нефть, она получила колоссальные прибыли, став одним из ведущих игроков на этом рынке. Теперь экономический цикл в отрасли пришел в ту же точку, где находился в начале 1980−х, и для переработки в Штатах наступили тяжелые времена. Данный сегмент в составе ВИНК показывает нулевую рентабельность или даже убыток. Недаром «ЛУКойл», давно купивший сеть заправок ConocoPhillips в США, в этом году начал их частичную продажу — упала прибыльность, снизился и интерес к активу.

В Европе дело обстоит получше, а в России и вовсе до такого кризиса пока еще сравнительно далеко. Таким образом, хорошая новость заключается в том, что экономические циклы в нефтепереработке не совпадают по фазе от региона к региону: где-то спад, но где-то в это время подъем. Именно поэтому отечественные ВИНК модернизируют заводы на территории РФ, а в Европе покупают уже готовые активы — там более понятный налоговый режим, платежеспособный клиент и самые высокие цены на топливо. Однако много НПЗ в Европе не купить. Тот же «ЛУКойл» смог приобрести долю в сицилийском предприятии после многих лет неудач, когда активы буквально вырывали у него из рук. Порой, кажется, по чисто политическим соображениям. Так было в Голландии, Прибалтике, Польше. Даже в Сербии покупка «Газпром нефтью» контроля в национальной компании NIS встречает ожесточенное сопротивление. Поэтому масштабная экспансия в Европу для российских фирм практически нереальна. Для значительного увеличения объемов переработки надо строить предприятия здесь и сейчас. Причем не только в европейской части, но и в Западной Сибири и на Дальнем Востоке. Это помимо снижения затрат на транспортировку позволит ориентироваться на разные рынки с различной динамикой спроса и фазой цикла.

Государство — лучший гарант

Итак, опасность неблагоприятного развития макроэкономической ситуации есть. Ее можно сгладить, но устранить полностью нельзя. Прибавим сюда отсутствие стимулирующей глубокую переработку налоговой политики: ведь в настоящее время действуют вполне высокие экспортные пошлины на нефтепродукты глубокой переработки и немалые импортные пошлины на ввоз уникального оборудования. Все это формирует не лучший фон для развития сегмента downstream.

И вот тут как раз нужна поддержка государства. Необходимо налоговое стимулирование, способное сделать глубокую переработку настолько выгодным бизнесом, чтобы ВИНК шли на самостоятельное строительство НПЗ. Налоговые льготы должны быть прямо пропорциональны глубине и доле собственной переработки в операционной структуре компании, причем распространяться они могут и на другие сегменты деятельности. И это логично, когда надо создать условия для ускоренного развития: раз ты производишь особо чистый бензин и дефицитный полимер — получи дополнительные льготы по налогу на добычу. Справедливо? Вполне! Раз ты не гонишь по дешевке нефть за границу, а делаешь из нее ценный продукт здесь, на месте, развивая экономику и создавая новые рабочие места, значит, ты используешь российские недра эффективнее других и имеешь право на дополнительные преференции.

В настоящее время поворот именно к такому отношению в высших властных структурах постепенно намечается. Если такая позиция возобладает, компании начнут гораздо активнее создавать прибавочную стоимость и развивать высокотехнологичный перерабатывающий сегмент своего бизнеса. Тогда можно будет сравнивать «ЛУКойл» и ExxonMobil напрямую, у них будут сходные операционные структуры и похожие структуры доходов. Пока же это внутренне разные компании.

Инвестиционное заключение

Итак, можно сказать, что проведенный анализ показывает: российские вертикально интегрированнные нефтяные компании на самом деле еще недостаточно вертикально интегрированы. Соответственно, ждать быстрого роста котировок ранее, чем данное операционное несовершенство будет устранено, не приходится. Единственными драйверами роста остаются мировые цены на нефть и налоговые изменения, связанные со снижением ставки НДПИ и пересмотром системы исчисления экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, которые позволят компаниям оставлять себе больше операционной прибыли, чем это возможно сейчас.

* Upstream — добыча

** Downstream — переработка и сбыт

Источник: «D`» №16 (55)/25 августа 2008

Автор: Дмитрий Александров, ведущий аналитик по нефтегазовому сектору, ИК «Файненшл бридж»