Заключительное замечание по поводу регулирующих органов и стоимости капитала: европейские регулирующие органы обычно устанавливают реальную норму доходности на капитал до налогообложения. Они вычисляют реальную доналоговую стоимость капитала путем расчета номинальной стоимости долга и акционерного капитала и преобразуют результат в реальный показатель. Как правило, такой показатель рассчитывается как прибыль после налогообложения, поэтому необходимо увеличить его до стоимости капитала до налогообложения. Однако предельная ставка налога на самом деле не применима к прибылям, выраженным в текущих ценах. Она применима к налогооблагаемой прибыли, рассчитанной на основе первоначальной стоимости. Как было показано при обсуждении вопросов отложенного налогообложения, экономический «налоговый клин» отличается (часто он ниже) от официальной ставки налога на доходы корпораций. Все это означает, что точность производимых регулирующими органами расчетов реальной стоимости капитала весьма сомнительна, даже без учета того факта, что расчеты с использованием величин ROCE и IRR приводят к различным результатам.
1.7. МСФО и регулируемые предприятия
Применение МСФО будет иметь важные последствия для регулируемых предприятий. Впервые на смену государственной отчетности придет система, учитывающая интересы инвесторов. Ниже охарактеризованы некоторые наиболее важные области применения стандартов.
1.7.1. Капитализация активов
Активы регулируемого предприятия могут принадлежать государству или непосредственно компании на период до возвращения их государству. Капитализируются или не капитализируются данные активы на балансе предприятия, устанавливается соглашением между государством и производителем услуг. Например, если актив только используется компанией и основные риски возлагаются на государство, то, скорее всего, актив не будет состоять на балансе компании. Если же актив должен быть капитализирован, то период амортизации будет зависеть от периода, в течение которого регулируемое предприятие будет использовать этот актив.
1.7.2. Лицензии
Если регулируемое предприятие покупает у государства право использовать актив, его следует признать нематериальным активом.
1.7.3. Ликвидационные затраты
Одна из самых сложных проблем для компаний рассматриваемых отраслей – как быть с будущими ликвидационными издержками. Эти издержки сложно идентифицировать, их не надо выплачивать на протяжении весьма длительного периода. Согласно МСФО наилучшая оценка ликвидационных затрат прибавляется к стоимости актива. Другой способ: создание резерва. Резерв формируется, но некоторое время не расходуется. Вместо этого «затраты» возникают как более высокая величина амортизации, начисляемой на более высокую стоимость активов. Сумма резерва дисконтируется до приведенной (текущей) стоимости. Это неудивительно, если учесть, что согласно требованиям МСФО долгосрочные резервы (например, на ликвидацию) необходимо дисконтировать в случаях, когда они существенны.
В итоге в финансовых документах должны быть отражены следующие операции:
• Оценка суммы резерва на обязательства по будущему выбытию активов:
– увеличение стоимости основных средств на текущую (приведенную) стоимость этой оценки;
– создание резерва на эту сумму.
• Амортизация актива (включая затраты на его ликвидацию) пропорционально на весь срок его полезной службы.
• Аккумулирование резерва в течение срока службы актива до недисконтированной суммы. Это достигается добавлением годовых процентных затрат.
1.7.4. Учет концессий
В МСФО ничего не говорится об учете концессий, хотя это очень важный вопрос для отрасли, компании которой получают разрешения (концессии) на свою деятельность от государства. В настоящее время эта проблема обсуждается в Совете по международным стандартам финансовой отчетности. Вот перечень основных обсуждаемых вопросов:
• Кто собственник основных средств?
• Если это не собственность, то какова природа концессионных отношений?
• Как могут быть классифицированы концессионные соглашения (они содержат невероятно сложные и разнообразные условия)?
• Какая модель должна использоваться для учета концессий?
Модель 1. Метод нематериальных активов: концессия рассматривается как нематериальный актив.
Модель 2. Дебиторская модель: оператор признает на балансе выручку от строительства по мере создания актива, а остальную выручку – как доход от актива. При этом на балансе актив не отражается.
Модель 3. Модель материальных активов: созданный актив отражается на балансе.
1.7.5. Эмиссионные права
Регулируемые предприятия часто наделяются (в частности, правительством) эмиссионными правами. Эти права приходят вместе с целевым уровнем (так называемой «шапкой») и компании получают право торговать соответствующими правами (такие схемы часто называют «шапка и продажа»). Наиболее важные вопросы:
• Должен ли актив быть признан? Актив должен быть признан при получении прав, и его следует классифицировать как нематериальный.
• По какой стоимости следует учитывать актив? Актив должен быть, прежде всего, учтен по сумме затрат, если они были произведены, или по рыночной стоимости, если первоначальные затраты отсутствовали.
• Должен ли актив подвергаться переоценке? Первоначально IASB не предполагал переоценку актива по справедливой стоимости, но специалисты говорили о возможном несоответствии между отчетными цифрами, характеризующими актив по затратам, и их оценкой по справедливой стоимости на каждую отчетную дату определения обязательств по эмиссии, установленную МСФО (IAS) 37. В итоге в 2004 г. совет IASB решил, что права и обязательства по эмиссии должны измеряться по справедливой стоимости, причем изменение стоимости должно учитываться в отчете о прибылях и убытках.
• Если актив отражен в финансовой отчетности, то какое обязательство ему должно соответствовать? Если актив признан, обязательство (пассив) должно быть признано в сумме минимального обязательства, предусмотренного при акцепте актива.
• Будет ли стоимость обязательства всегда равна стоимости актива? Если нет, как она будет сбалансирована? Эти две величины (из предыдущего пункта) в любом случае будут различаться, следовательно, актив и обязательство (пассив) могут быть изначально не равны. Если величины актива и пассива различаются, то согласно МСФО разница должна рассматриваться как отложенный доход в соответствии с МСФО (IAS) 20 «Учет правительственных субсидий и раскрытие информации о правительственной помощи» (т. е. как правительственные субсидии).
2. Добывающие компании
2.1. Продажа основных средств: созидательное разрушение
Хотя в основном речь здесь пойдет о нефтяных компаниях, все добывающие компании сталкиваются с одинаковыми проблемами учета и оценки. Точнее, проблемы возникают при отражении в отчетности определенных видов деятельности нефтяных компаний – разведки и добычи. Переработка и маркетинг в данных компаниях ничем не отличаются от аналогичных видов деятельности в других циклических компаниях, поэтому здесь они не будут рассматриваться.
Если кратко, то самое удивительное в добывающих компаниях состоит в том, что они торгуют своими основными средствами. Хотя большинство компаний так не поступают: они эксплуатируют основные средства, чтобы добавить стоимость к сырью, и продают законченный продукт или услугу. Добывающая компания продает баррели нефти, миллионы кубических футов газа, тонны угля или металлов. Поэтому она постоянно ликвидирует себя, и если не разведает дополнительные запасы, то превратится в большую гору наличных денег. Но добывающая компания может быть исключительно успешна в смысле добывания денег, и вопрос состоит в том, какая часть денежного потока от ее производственных операций действительно свободна и какую часть она должна «закопать обратно», чтобы поддержать ресурсную базу.
Учет и отчетность в добывающих компаниях наглядно отражают эту особенность, состоящую в том, что они не амортизируют свои запасы, а истощают их. Разница заключается в том, что вместо того, чтобы подвергаться линейной амортизации, запасы, истощаясь, сокращают производственную базу компании. Коэффициент сокращения в расчете на единицу исчисляется как полная капитализированная стоимость, деленная на объем восстановимого запаса, которая может быть отнесена либо к одному активу, либо к более широкой (неделимой) совокупности активов.
Поскольку срок службы запасов компании как активов может быть продолжительным (10–15 лет для нефтяных компаний и 20–30 лет для горнодобывающих компаний не редкость), начисленная за один год прибыль очень часто оказывается бесполезной цифрой. Например, встречаются компании, которые в течение года произвели массу продукции, но не нашли и не разведали никаких новых запасов. Такие компании выглядели бы весьма прибыльными, но на самом деле они просто конвертировали имевшуюся в начале года ресурсную базу в некую сумму наличности. Прибыль была бы полностью компенсирована падением стоимости оставшихся запасов компании. Если кто-то захочет рассчитать добавленную стоимость как прибыль минус снижение стоимости запасов, то результат будет отражать действие дисконтирования за год – не самый впечатляющий результат.
Представим, что нефтедобывающая компания в течение определенного года существенно нарастила свои разведанные запасы. Обустройство и разработка месторождений потребуют времени, и в течение нескольких лет новое открытие не отразится положительно в отчете о прибылях и убытках. Однако стоимость компании должна увеличиться с момента открытия данных месторождений.
Эта вторая особенность добывающих компаний существенно влияет на оценку их прибыльности и стоимости. Разница между внутренними нормами прибыльности (рентабельности) и бухгалтерской доходностью на капитал может быть существенной, и на протяжении весьма длительного периода бухгалтерская и действительная прибыльность будут мало связаны между собой. Кроме того, быстро сокращающаяся стоимость ресурсной базы может означать, что разумнее оценивать ее как состоящую из двух компонентов – текущей стоимости существующих активов и стоимости разведанных запасов, чем оценивать «действующее предприятие», как это было сделано в главе 5 для компании Metro.
2.2. Отчетность нефтяной компании: подсчет баррелей
Нефтяная компания сможет абсолютно точно сказать, сколько нефти добыто на том или ином месторождении, только тогда, когда оно будет полностью исчерпано и компания прекратит его эксплуатацию. До этого момента все данные о запасах носят вероятностный характер. Абсолютный объем запасов на месте обычно известен достаточно точно. Вопрос в том, какая их часть окажется извлекаемой (реально добываемой) с учетом существующих технологий и прогнозных цен на нефть (более высокие цены позволяют применять более эффективные технологии добычи, которые повышают отдачу пластов). Оценка запасов требует не только технических расчетов, но и экономических.
Принято выделять три категории запасов: промышленные запасы, технические запасы (не имеющие коммерческой выгоды), побочная добыча (при разведке и опытном бурении).
Промышленные запасы принято делить на три разряда: запасы, которые могут быть превышены на 90 % (доказанные), на 50 % (доказанные и вероятные), на 10 % (доказанные, вероятные и возможные).
Когда компании принимают инвестиционные решения о покупке запасов, они должны оценивать все три категории, и, как правило, промышленные запасы оценивают, используя доказанные и вероятные объемы. При составлении отчетности добывающие компании используют доказанные запасы только при расчете основных средств на баррель и при расчете отчислений на истощение недр.
В начале 2004 г. компания Shell объявила о сокращении своих запасов примерно на 25 %, что спровоцировало дискуссию об особенностях учета запасов. Отраслевым стандартом многие годы были требования американской Комиссии по ценным бумагам и биржам (SEC), однако они разрешали использовать только информацию, полученную по результатам разведочного бурения, без учета данных сейсмической разведки. Начиная с 1980-х гг. данные сейсмической разведки стали более достоверными и в большинстве случаев могут приниматься за основу при оценке запасов компаний. Поэтому на момент написания данной книги возникло значительное несоответствие между отраслевой практикой и стандартами отчетности.
Как бы ни был решен данный вопрос, некоторые процедуры не изменятся. При необходимости рассчитать сумму отчислений на истощение запасов требуется их оценка. Соответствующие расчеты можно осуществить двумя способами. Первый: учитывать «успешные усилия» – каждое месторождение рассматривается как отдельный актив, который соответствующим образом капитализируется и истощается. Второй: учитывать «полную стоимость» – издержки капитализируются по географическим регионам (бассейнам), и их истощение также учитывается в совокупности по мере добычи.
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).
2.3. Налогообложение нефтяной компании: соглашения о разделе продукции
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.
2.4. Отчетность нефтяных компаний: интерпретация и моделирование
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.