Первый метод предполагает списание затрат на безрезультатные изыскания в момент, когда данные затраты были понесены. Второй предполагает капитализацию всех затрат до тех пор, пока их общая стоимость не подвергнется обесценению. Разница на практике близка к разнице, возникающей в ситуации, когда компания капитализирует или списывает как расходы затраты на маркетинг или НИОКР. Как было показано выше, при оценке стоимости лучше рассчитывать доходность на капитал в целом и на инвестированный капитал с использованием метода учета полной стоимости. Многие крупные компании используют метод «успешных усилий», поэтому требуются некоторые корректировки, наподобие сделанных для компании Danone при капитализации затрат прежних лет на маркетинг (см. главу 5).

Только в относительно небольшом числе стран нефтяные компании имеют право собственности на добываемую нефть, уплачивая налог на прибыль от добычи. Это США, Канада, Великобритания, Австралия, Новая Зеландия, Норвегия и некоторые другие. Преобладающая часть нефтедобычи производится по так называемым соглашениям о разделе продукции (PSA) или договорам о разделе продукции (PSC).

Согласно этим договорам, нефтяная компания имеет контракт, уполномочивающий ее разрабатывать месторождение. На начальных этапах денежные потоки направляются на возмещение капитальных затрат компании («затратная нефть»), большую часть остальных доходов получает страна, которой принадлежит месторождение, а меньшая часть достается нефтяной компании («прибыльная нефть»). Существует множество вариантов данной схемы.

Бухгалтерский учет для РSA сложный. Компания должна учитывать на балансе как капитальные резервы часть валового объема извлекаемой нефти, которая, как ожидается, составит ее долю в качестве «затратной нефти» или «прибыльной нефти». Ее оборот и прибыль будут высокими в начальный период разработки месторождения, но как только будет достигнута точка окупаемости, оба эти показателя снизятся до уровня доли «прибыльной нефти» в общем объеме нефти, т. е. станут намного меньше. Отчисления на истощение запасов будут меняться обратно пропорционально изменению нефтяных цен, поскольку более высокая цена снижает долю нефти, которая начисляется нефтяной компании как «затратная нефть», повышая ее отчисления на истощение в расчете на баррель.

Измерение величины запасов компании и стоимости замещения ее запасов должны проводиться очень осторожно, чтобы гарантировать, что в обоих случаях учитываются чистые объемы нефти, предназначенные нефтяной компании по контракту. Налоговые ставки будут выглядеть весьма странно, поскольку основная часть налога вычитается до определения выручки в отчете о прибылях и убытках.

В данном разделе книги построение модели опирается на стандарты US GAAP, а не на МСФО. Дело в том, что большинство международных нефтяных компаний состоят в листинге Нью-Йоркской фондовой биржи. Все они ежегодно заполняют форму 20F. И именно в форме 20F каждый, кто интересуется моделированием данных компаний, найдет информацию об их разведке и добыче. Впрочем, далее в этой главе будут рассматриваться некоторые изменения в отчетности, предлагаемые МСФО.

Как уже было сказано, в модели будут рассмотрены только операции разведки и добычи, потому что операции нефтепереработки аналогичны производственным операциям иных капиталоемких и циклических отраслей. Нормы US GAAP требуют, чтобы учет по разведке и добыче компании вели отдельно и предоставляли следующую информацию: отчет о прибылях и убытках, отчет о капитализированных издержках, информацию об издержках в течение года, отчет о запасах с указанием движения запасов, дисконтированную чистую текущую стоимость запасов на конец года и отчет о факторах изменения дисконтированной текущей стоимости запасов в течение года.

Все это звучит слишком хорошо, чтобы быть правдой, и, конечно, имеется несколько оговорок. Продолжаются споры о том, какие запасы можно отражать в балансе: доказанные или только промышленные. Значения дисконтированной текущей стоимости должны рассчитываться с использованием цен и затрат на конец года (возможно, далекие от среднегодовых); без учета инфляции; ставка дисконтирования должна быть высокой (поскольку она реальная) – 10 %. В результате будут недооценены запасы и стоимость. Кроме того, увеличение запасов и стоимости учитывается позднее, чем это было бы при их менее строгом определении. Однако это только начало и, как будет показано ниже, данный индикатор образования стоимости лучше, чем нескорректированная отчетность.

Поскольку операции разведки и добычи учитываются отдельно, то безразлично, используется в качестве примера самостоятельная компания или это часть бизнеса крупной нефтяной компании. Последний вариант, возможно, более показателен для отраслевых тенденций, поэтому для примера использованы данные о компании ЕxxonMobil.

В табл. 6.2 отражены данные о деятельности подразделений Exxon, занятых разведкой и добычей (разделы 1–3), расчет величины ROCЕ компании и скорректированной величины ROCЕ за 2003 г. (раздел 4).

Здесь соблюдается принятое ранее правило: вводные данные помещены в рамку, процентные изменения обозначены курсивом. Данные раздела 1 – фрагменты отчетов о прибылях и убытках за прошлые годы, затраты, понесенные при разведке и добыче нефти, а также чистая капитализированная стоимость капитала компании на конец 2001 г. Обратите внимание, что налоги приведены в двух строках: в первой – налоги на операции разведки и добычи (будут рассмотрены ниже), во второй – налог на прибыль (вычисляется как доля прибыли до вычета налога на прибыль).

Exxon – весьма успешная компания. Каждый год она списывает как производственные издержки долю своих расходов на разведку и изыскательские работы, которые оказались безуспешными. В модели рассчитана доля успешных разработок, средняя величина за три года используется для прогнозирования. В других разделах модели приведен прогноз будущих прибылей и расходов.

В разделе 2 модели показано изменение объемов разведки и добычи за год, а также изменение соотношений между категориями запасов. Для анализа потребуется комбинированный показатель по нефти и газу, поэтому третий блок цифр включает данные после пересчета газа в нефтяной эквивалент с помощью соотношения: 6000 куб. футов газа = 1 баррель нефти. Для прогнозов необходимо использовать данные раздела 3.