Российский нефтегаз: без downstream роста акций не будет
Уже много лет говорят о том, что акции российских нефтегазовых компаний относительно зарубежныханалогов являютсянедооцененными, 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 сейчассоставляет $420 млрд, а капитализация "ЛУКойла" - $70 млрд, он вшесть раз дешевле. При этом запасы нефти американской фирмы оцениваются в 3,12 млрд тонн, а "ЛУКойла"-в2,8 млрд тонн, что весьма сопоставимо. Добывает"ЛУКойл" нефти всего в два раза меньше, чем Exxon.
Такую же аналогию можно провестии с другими российскимии западными компаниями, в результатечего мы действительно увидим недооцененность отечественных предприятий. В чем же причина и как зарубежные фирмы зарабатывают большесредств (и, соответственно, дороже стоят на биржах)?
Сравнение со сравнением
Ценность нефтяной компании заключается не только в объеме запасов нефти на месторождениях, но ив способности превращать эти запасы в прибыль для акционеров. Чем больше поток прибыли, темлучше и темдороже 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 дополнительнона каждойпереработанной тонне дополнительный доход, и весьма немалый.
Если посмотреть на график 2, то, с одной стороны, мы увидим потенциал роста стоимости акций российских компаний в сотни процентов относительно объемов добываемойнефти. Здесь мы берем отношениекапитализации ExxonMobil ($426 млрд) к добываемойнефти (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 скоэффициентом Ксп (доли переработки к добыче) и сравнить здесь жес ExxonMobil, то большой недооценки мы не увидим - большинство отечественных предприятий оценены вполне справедливо, а "Роснефть", согласно таким расчетам, выглядит и вовсе дороже ExxonMobil.
Именно вэтом - вмалой доле переработке нефти - и следует искатьпричинунизкойкапитализации российских компаний. Покаэто 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. Этоговозможно добиться двумяпутями: дальнейшим активным увеличением добычи нефти или повышением удельной стоимости реализации продукции, из этой нефти получаемой. Оба подходатребуют значительных капитальных затрат, но первый метод является экстенсивным, а второй - интенсивным, высокотехнологичным и обещающимдиверсификацию 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 результатамиотечественных 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 (график 3). Эта величина говорит о многом: о качестве менеджмента, контакте с покупателями, использовании рыночной конъюнктуры.
Однако средняя стоимость реализациипродукции основывается лишь на размере выручкикомпании, 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 естьфактически ту сумму, которую может получить акционер с тонны нефти (график 4).
Отметим, что в структурефинансовыхрезультатовExxonMobil за 2007 год на сегмент upstream* приходится только 65% чистой прибыли, еще околочетвертиобеспечивается засчет сегментаdownstream** и более 10%- благодаря химическому производству.
Как видно из представленных диаграмм, исредняяцена реализации продукции, и соотношение чистой прибыли к добыче у ExxonMobil в три-четыре раза превосходят аналогичные показатели "ЛУКойла" и "Роснефти". Это заветные цифры, характеризующие недостаточнуюоперационную развитость российских ВИНК и объясняющие соответствующее отставание в рыночной капитализации. Так что впору говорить о локальной переоцененности российской нефтянки. Кстати, глубинаобвала 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 близитсякризис 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 большеи 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 базовыхмономеров для органическогосинтеза, а также полимерной продукциииизделий из нее. На каждом этапе в этойцепочке будет создаваться дополнительная прибавка к конечнойцене реализации, а значит, возрастет совокупная выручка компании. Это является не толькозалогом 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, таккак пока не в состоянии переработать даже 60%собственной нефти. В то же время ведущие зарубежные аналоги активно позиционируются как раз на третьей ступени, производя изсобственной ичужой 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 стройтеНПЗ 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 перерабатыватьнефть 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 илиполипропилена требует уже вразы больших вложений. Срок окупаемости этих проектов лежит в горизонте шести-семи лет и более. При такомсроке повышаются риски как финансово-экономического , так и политического характера. Рисковать просто так никто нехочет. 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 эпохувысоких цен на нефть издержки НПЗ растут, прибыльснижается из-за падения спроса со стороны потребителей.
Где гарантия, что, вложивмиллиарды в строительство завода, компания не столкнется с тем, что через шесть-семьлет доход от переработки упадет до минимальной отметки и об окупаемостиможно 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, словнопредвидябудущее и воспользовавшись весьма низкими ценамина нефтеперерабатывающие активы, компания Valero Energyскупила большое число НПЗ. Когда доходность в нефтепереработкеначала расти из-за паденияцен на нефть, она получила колоссальныеприбыли, 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 заправокConocoPhillips 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, чтоэкономические 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. Однакомного 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 чистополитическим соображениям. Так было в Голландии, Прибалтике, Польше. Даже в Сербии покупка "Газпром нефтью" контроля в национальной компании NIS встречает ожесточенное сопротивление. Поэтомумасштабная экспансия в Европу для российских фирм практически нереальна. Для значительного увеличения объемов переработки надо строить предприятия здесь и сейчас. Причем не тольков европейской части, нои в Западной Сибирии на Дальнем Востоке. Это помимо снижения затрат на транспортировку позволиториентироватьсяна разные рынки с различной динамикой спроса и фазой цикла.
Государство - лучший гарант
Итак, опасность неблагоприятного развития макроэкономическойситуацииесть. 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 выгоднымбизнесом, чтобы ВИНК шли насамостоятельное строительство НПЗ. Налоговые льготы должны быть прямо пропорциональныглубине 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.
Внастоящеевремя поворот именно к такому отношению в высших властных структурах постепенно намечается. Если такая позиция возобладает, компании начнут гораздоактивнее создавать прибавочную стоимость и развивать высокотехнологичный перерабатывающий сегмент своегобизнеса. Тогда можнобудет сравнивать "ЛУКойл" и ExxonMobil напрямую, у них будут сходные операционные структуры и похожиеструктуры доходов. Пока же это внутренне разные компании.
Инвестиционное заключение
Итак, можно сказать, что проведенный анализ показывает: российские вертикально интегрированнныенефтяныекомпании на самом деле еще недостаточновертикально интегрированы. Соответственно, ждать быстрого роста котировок ранее, чем данное операционное несовершенство будет устранено, не приходится. Единственными драйверами роста остаются мировые цены на нефть и налоговыеизменения, связанные соснижением ставки НДПИи пересмотром системы исчисления экспортных пошлин на нефтьи нефтепродукты, которые позволят компаниям оставлять себе больше операционной прибыли, чем это возможно сейчас.