В разделе 2 видно, что компания предоставляет информацию об объеме своих освоенных запасов. Разумеется, именно они добываются и истощаются. На самом деле основные средства состоят из двух частей: освоенные и неосвоенные запасы (капитализированные разведочно-изыскательские работы). Поскольку большая часть затрат на геологическую разведку и изыскания списывается, вторая часть очень мала. В капитализированной стоимости 62 % составляет стоимость добываемой нефти. И поскольку это вполне зрелая компания, то разумно предположить, что отношение освоенных запасов к общим будет оставаться постоянным. Всегда должен быть поток проектов, которые находятся на стадии оценки и в разработке.

Раздел 3 модели содержит показатели, учитываемые в прогнозах. Разумеется, из трех показателей – рост объемов, возмещение запасов и отношение запасов к объему производства – достаточно двух, поскольку любые два показателя позволяют вычислить третий. Здесь приведены рост объемов и запасы/объем в качестве входных величин, а возмещение запасов – результат расчета. Другими словами: для обеспечения роста на 1 % ежегодно и поддержания постоянного срока добычи на месторождении необходимо ежегодно открывать месторождение такого же объема (указанного в таблице). Преобразование объема (нефтяного эквивалента) в финансовые показатели потребует данных о стоимости геолого-разведочных работ в расчете на баррель и освоения месторождений в расчете на баррель.

Во втором блоке раздела 3 прогнозируются цены на нефть и производственные затраты в расчете на баррель (предполагается сохранение двухлетней тенденции в их изменении). Налоги на разведку и добычу прогнозируются как постоянная доля прибыли, но истощение запасов в расчете на баррель рассчитать сложнее.

Истощение запасов рассчитывается отдельно для каждого месторождения, однако этот детальный расчет мы привести не можем. Кроме того, уменьшается не только объем запасов, но и стоимость некоторых других активов, амортизация которых рассчитывается линейным методом. В результате невозможно построить идеальную модель, которая учитывала бы все это. Приходится прибегать к аппроксимации. Для начала можно взять капитализированные затраты из раздела 1 и освоенные запасы из раздела 2 и рассчитать затраты на баррель запасов. Полученное значение можно сравнить с размером истощения на баррель добытой нефти в будущем году, эти цифры должны быть близки. В нашем примере они близки настолько, что предположение об их равенстве в последующие периоды кажется разумным. Таким образом, рассчитанное истощение запасов и амортизация на баррель прогнозируются как первоначально капитализированные затраты на баррель освоенных запасов.

Теперь, когда найден искомый коэффициент замещения, в разделе 2 можно прогнозировать будущее пополнение запасов. Объем продукции вычислен с учетом предполагаемых темпов роста, которые даны в разделе 3. Для наглядности пополнение запасов разделено на открытие месторождений, переоценку и повышение отдачи пластов, использованы данные 2003 г. Их объединение ничего в модели не изменило бы. Наконец, имея данные о запасах на конец каждого года, можно рассчитать предполагаемый объем извлечения и использовать эту цифру для расчета будущего истощения запасов.

Наконец, в разделе 1 прибыль, производственные затраты, амортизация и истощение рассчитаны как произведение объема добычи в баррелях на показатель из раздела 3, как и налог на добычу. Ставка налога на прибыль сохраняется на уровне 2003 г. Объем других доходов растет по мере роста бизнеса в целом. Они включают доходы от различных видов деятельности, которые компания Exxon рассматривает как относящиеся к разведке и добыче, но которые не включаются в расчеты для SEC (нефтепроводы, оборудование для сжижения газа и т. п.).

Понесенные издержки равны произведению замещенных запасов в баррелях и расчетных затрат на открытие и освоение месторождений. Стоимость активов растет вместе с затратами и сокращается по мере амортизации и истощения. На этом модель можно считать законченной, поскольку отношение конечных чистых капитализированных затрат к объему освоенных запасов есть объем выбытия запасов в следующем году.

Моделирование добывающих компаний – сложное дело, поскольку физические и финансовые показатели должны быть теснее связаны, чем в других промышленных компаниях. Еще хуже, если компании новые: нецелесообразно предполагать, что доля их освоенных запасов будет постоянной. Нужно более осторожно моделировать переход запасов из категории неосвоенных в освоенные, а также капитализацию затрат на разведку и освоение. В модели выше предполагалось, что каждый год объемы разведанной и освоенной нефти остаются стабильными, но в некоторых случаях это предположение может оказаться неверным.

Кроме того, вопрос о том, какие величины – рост добычи, продолжительность жизни запасов, замещение запасов – следует прогнозировать, решается с учетом опыта и предпочтений разработчика модели.

Хотя рекомендуемые SEC США оценки дисконтированных денежных потоков от запасов оторваны от действительности, это все же лучше, чем ничего. Если не удается оценить активы самостоятельно (действительно, это вряд ли возможно в отношении таких компаний, как Exxon, но вполне реально для компании с более скромными активами), то следует использовать предложенный SEC метод (а не игнорировать его, как это часто происходит).

В разделе 4 модели показан расчет величины ROCE компании двумя способами. Первый: чистую прибыль (которая не включает финансовые статьи) за 2003 г. разделить на чистую капитализированную стоимость основного капитала на начало года. Согласно модели, в Exxon норма прибыли составит 29 % на 50 млрд долл. капитала, при цене на нефть 25 долл. за баррель.

Здесь проблема в том, что цифра 50 млрд долл. – это частично списанные затраты, которые компания понесла при освоении своих нефтяных месторождений, причем некоторые из них осваивались до первого нефтяного кризиса 1973 г. И даже те месторождения, которые осваивались в эпоху более дорогой нефти, хотя они в значительной мере истощены, все же представляются очень прибыльными. Здесь уместно вспомнить обсуждение сопоставления величин ROCE и IRR в главе 3. Эффект очень характерен для нефтяных компаний, и часто такие почти полностью списанные активы именуются «унаследованными активами».

К сожалению, числитель оказывается настолько же неточным, как и знаменатель. Если компания добывает много нефти, но не открывает ничего нового, то получаемая прибыль должна компенсироваться сокращением остаточной стоимости бизнеса. Отражение снижения прибыли в связи с уменьшением стоимости запасов приведет к тому, что компания будет зарабатывать доход, равный ставке дисконтирования, получая 10 % прибыли на капитал. (Данный эффект аналогичен уплате процентов по системе РВО пенсионной схемы, обсуждавшейся в главе 4, или изменениям включенной стоимости компании по страхованию жизни, которые будут обсуждаться позже.)

Решение заключается во внесении поправок в обе цифры. Необходимо, чтобы прибыль отражала не только то, что было реализовано, но и изменение стоимости запасов компании, скорректированное на капитализированные в течение года затраты. Они включают осуществленные затраты минус прямые расходы на поисковые работы. Норма прибыли должны определяться как частное от деления прибыли на альтернативную стоимость запасов компании на начало года, вместо которой в качестве приближения можно взять рекомендуемую SEC ставку дисконтирования. Важно, чтобы теоретически компания могла продать свои запасы по этой стоимости. Если компания решает оставить их, то, вероятно, потому, что она может получить приемлемую доходность на справедливую стоимость капитала.