Оценка стоимости бизнеса

- на территории Ненецкого  автономного округа и на полуострове  Ямал в Ямало-Ненецком автономном  округе (пп. 12 п. 1 статьи 342 НК).

Выплаты по НДПИ в течение  2010 года также преимущественно росли в  соответствии  с  колебаниями  цены  на  нефть.  Ставка  по  НДПИ  в 2010 году  оставалось  равной 419 руб.  за  тонну,  а  коэффициент изменялся в зависимости от цены Urals и курсовой стоимости рубля по отношению к доллару. Для справки: с 1 января 2007 года ставка налога на  добычу  полезных  ископаемых (НДПИ)  в отношении нефти, составляющая 419 руб.  за 1 тонну добытой нефти обезвоженной, обессоленной  и стабилизированной,  умножается  на  коэффициент, характеризующий динамику  мировых цен на  нефть (Кц),  и на коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретного участка недр (Кв).

Отметим, что в конце 2010 года был принят закон об изменениях ставки НДПИ в ближайшем будущем (Федеральный закон от 27 ноября 2010  г. № 307-ФЗ «О  внесении изменений  в  статьи 342 и 361 части второй Налогового кодекса Российской Федерации») В  соответствии с законом , в 2012 году базовая ставка НДПИ должна вырасти до 446 руб. за тонну (на 6.4% от текущего уровня), а в 2013 – до 470 руб. за тонну (еще на 5.3%). Впрочем, ставка может вырасти еще больше, так как ее повышение рассчитывалось исходя из прогнозных уровней инфляции (соответственно, 6.4% и 5.3%). Эта мера позволит увеличить доходы государства от добычи нефти и, соответственно, снизить доходы самих нефтяников. Для примера, если бы ставка 446 руб. за тонну действовала в 2010 году, то в российский бюджет по линии НДПИ от нефтяников поступило бы примерно на 100 млрд. руб. больше, а при ставке 470 руб. за тонну – на 180 млрд. руб.

На рисунке 2.8 представлена динамика изменения ставки НДПИ за период 2007-2010гг.

Рисунок 2.8 – Динамика изменения ставки НДПИ за период 2007-2010гг.

 

Немало важное влияние оказывает другой внешний фактор – это размер экспортной пошлины.

На рисунке 2.9 представлена динамика изменения экспортной пошлины за 1 тонну нефти за период 2007-2010гг.

 

Рисунок 2.9 – Динамика изменения экспортной пошлины за 1 тонну нефти  за период 2007-2010гг.

 

В  течение  года  экспортные  пошлины  на  нефть  преимущественно  увеличивались, колеблясь в  соответствии  с ценами Urals с месячным лагом.  В декабре пошлина составила $303.8 за  тонну,  что на 12% больше,  чем в декабре 2009 года  и на 58% больше,  чем в декабре больше, чем в конце 2008 года.

Отметим,  что  восточносибирская  нефть (ESPO) начала облагаться  пошлиной  с  июля 2010 года.  До  этого  момента  пошлина была нулевой. Как уже  говорилось  выше, пока нет  ясности  о  сроках продления  льготного  режима  обложения  экспортной  пошлиной восточносибирской нефти  в 2011 году.

4. Изменение тарифов естественных  монополий, а также тарифов  на трубопроводный и железнодорожный  транспорт.

Основные регионы нефтедобычи  в России удалены от основных рынков сбыта нефти и нефтепродуктов. В связи с этим доступ нефтяных компаний к этим рынкам зависит от степени развитости транспортной инфраструктуры, а также от возможности доступа к ней.

Нефть, добываемая на территориях ХМАО, Оренбургской области  перекачивается через магистральные нефтепроводы, принадлежащих государственной компании  ОАО «Транснефть».

В связи с этим стоимость  транспортировки нефти и нефтепродуктов является важным макроэкономическим фактором, влияющим на чистую прибыль ОАО «  АНК «Башнефть».

  Основные районы добычи ОАО АНК «Башнефть» расположены на территории Республики Башкортостан, Ханты-Мансийского автономного округа, Оренбургской области, Республики Татарстан. Наиболее крупные из разрабатываемых месторождений — Арланское, Туймазинское, Югомашевское, Четырманское, Манчаровское, Знаменское, Илишевское, Татышлинское.

Реализуя стратегию достижения неорганического роста добычи нефти, в феврале 2011 года ОАО АНК «Башнефть» получила лицензию на право разведки и добычи нефти в пределах участка недр федерального значения, включающего нефтяные месторождения имени Р. Требса и А. Титова (ТиТ) в Ненецком автономном округе. Для работы на новых месторождениях было создано дочернее предприятие ООО «Башнефть-Полюс».

ОАО АНК «Башнефть» располагает значительным действующим фондом добывающих скважин — более 17 тысяч, который является важным резервом повышения эффективности добычи.

По итогам 2009 года ОАО АНК «Башнефть» вышла в лидеры среди отечественных ВИНК по темпам роста добычи. Добыча компании выросла по сравнению с 2008 годом на 4,7% — до 12,2 млн тонн. Прирост среднесуточной добычи составил 5,0% при среднем уровне роста в отрасли — 2,8%. Обводненность продукции удалось снизить на 0,1% (с 91,2% до 91,1%). По итогам 2010 г. ОАО АНК «Башнефть» подтвердила статус отраслевого лидера в России по темпам роста добычи нефти — Компания добыла 14,1 млн тонн нефти, что на 15,6% выше аналогичного показателя предыдущего года. (рис.2.10)

 

Рисунок 2.10 –  Годовые объемы добычи ОАО  АНК «Башнефть» за период 2005-2011гг., млн. тонн

 

Так же «неким» сопутствующим  механизмом по сдерживанию инфляционных процессов в России является ставка рефинансирования ЦБ РФ.

Динамика ставки рефинансирования приведена в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Ставка рефинансирования Центрального банка РФ

Период действия	Значение, %
2012	8,25
26 декабря 2011 г. –	8
3 мая 2011 г. – 25 декабря 2011 г.	8,25
28 февраля 2011 г. – 2 мая 2011 г.	8
1 июня 2010 г. – 27 февраля 2011 г.	7,75
30 апреля 2010 г. – 31 мая 2010 г.	8
29 марта 2010 г. – 29 апреля 2010 г.	8,25
24 февраля 2010 г. – 28 марта 2010 г.	8,5
28 декабря  2009 г. – 23 февраля 2010 г.	8,75
25 ноября 2009 г. – 27 декабря 2009 г.	9
30 октября 2009 г. – 24 ноября 2009 г.	9,5
30 сентября 2009 г. – 29 октября  2009 г.	10
15 сентября 2009 г. – 29 сентября 2009 г.	10,5
10 августа 2009 г. – 14 сентября 2009 г.	10,75
13 июля 2009 г. – 9 августа 2009 г.	11
5 июня 2009 г. – 12 июля 2009 г.	11,5
14 мая 2009 г. – 4 июня 2009 г.	12
24 апреля 2009 г. – 13 мая 2009 г.	12,5
1 декабря 2008 г. – 23 апреля 2009 г.	13
12 ноября 2008 г. – 30 ноября 2008 г.	12
14 июля 2008 г. – 11 ноября 2008 г.	11
10 июня 2008 г. – 13 июля 2008 г.	10,75
29 апреля 2008 г. – 9 июня 2008 г.	10,5
4 февраля 2008 г. – 28 апреля 2008 г.	10,25
19 июня 2007 г. – 3 февраля 2008 г.	10

 

Как видно из таблицы 2.2, ставка рефинансирования с начала 2009 г. постепенно снижалась, и составила на 1 июня 2010 г. – 7,75%.  Подобная динамика свидетельствует о снижении инфляции. Однако, в 2011 году ставка рефинансирования колеблется в интервале 8,0-8,25%, что свидетельствует о изменении темпов инфляции.

Изменение ставки рефинансирования влияет на деятельность нефтедобывающих  компаний, так как множество проектов в нефтедобыче осуществляется с  помощью привлечения заемных  средств, в том числе и кредитов.  В данном случае тенденция снижения ставки рефинансирования позволяет  компаниям сохранить свою платежеспособность.

 

2.2 Внутренние факторы

 

1. Ресурсная база нефтегазовой  компании.

За последние десятилетие резко  ухудшилось состояние сырьевой базы  российской нефтяной промышленности. Она характеризуется снижением  объемов активных  извлекаемых  и ростом доли трудноизвлекаемых запасов. Трудноизвлекаемые запасы представлены в основном тяжелыми и битуминозными вязкими нефтями в малопроницаемых коллекторах и коллекторах с небольшой нефтенасыщенной толщиной .

На территории Республики Башкортостан располагается около 185 месторождений  нефти и газа. По величине начальных извлекаемых запасов нефти 1,2 % месторождений относятся к уникальным, 1,7 % -к крупным, 7 %-  к средним, 90,1 %-к мелким, из них 48,2 %  с запасами нефти от 1 до 15 млн.т. и  41,9 % с запасами нефти менее 1 млн.т.

В настоящее время рассматриваемые  месторождения выработаны  в среднем  на 85,0 %,  а текущая  нефтеотдача составляет 35,9 %.

Следует отметить, что практическая половина остаточных извлекаемых запасов  нефти месторождений Республики Башкортостан относится  к категории  трудноизвлекаемых, эксплуатационные объекты характеризуются небольшими нефтенасыщенными толщинами и прочими осложненными условиями (рисунок 2.11.)

Рисунок 2.10 - Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти месторождений ОАО «АНК «Башнефть»

 

Распределение месторождений по величине остаточных запасов нефти  выглядит следующим образом: 1,7 % средних месторождений  и 93,3 % мелких, из них  37,3 % с запасами нефти от 1 млн. до 15 млн.т. и 61,0 % с  запасами нефти менее 1 млн.т.  

Структура запасов ОАО «АНК «Башнефть» по российской системе классификации представлена в таблице 2.3.

 

Таблица 2.3 - Структура запасов нефти и газа ОАО «АНК «Башнефть», %

Категории		Нефть	Газ
Разведанные	А+В+С1	39,1	18,7
Предварительно оценочные и  потенциальные	С2+С3	19,7	8,4
Прогнозные ресурсы	D1 + D2	41,2	72,9
ИТОГО		100,0	100,0

 

Максимальная доля перспективных  ресурсов нефти приурочена к девонскому терригенному (36 %) и карбонатному верхнедевонско-нижнекаменно угольному (29 %) комплексам. Из всего палеозойского разреза осадочных пород на терригенные коллектора приходится 56 % оцененных перспективных ресурсов нефти и 44 % - на карбонатные коллектора.

Около 75 % перспективных ресурсов нефти приурочено к глубинам залегания  продуктивных горизонтов от 1000 м до 2000 м, а с глубинами от 2000 м до 3000 м связано около 20 % ресурсов нефти.

На конец 2010 года ОАО АНК «Башнефть» (с учетом дочерних предприятий) владела 291 лицензией на пользование недрами, из них 216 лицензий связаны с добычей углеводородного сырья: 196 — на право добычи нефти и газа, 19 — на геологическое изучение недр, разведку и добычу углеводородного сырья, 1 — на геологическое изучение недр. Большинство лицензий на добычу углеводородного сырья, принадлежащих компании, действительны до 2014 — 2030 гг.

В декабре 2010 года Компания приняла участие в конкурсе на право пользования участком недр федерального значения, включающим два нефтяных месторождения — им. Романа Требса и им. Анатолия Титова, расположенных на территории Ненецкого автономного округа. Общая сумма платежей составила 18 476 млн рублей.

Все запасы углеводородного сырья компании относятся к традиционным. Около 60% извлекаемых запасов приурочены к терригенным отложениям, оставшиеся 40% сосредоточены в карбонатных коллекторах. 48% извлекаемых запасов Компании относятся к категории трудноизвлекаемых. Достигнутый коэффициент извлечения на месторождениях Компании составляет 36,7%. Остаточные извлекаемые запасы нефти характеризуются большой степенью выработанности (82,4%) и обводненности продукции (90,8%).

По оценке Miller and Lents, Ltd., вероятные и возможные запасы ОАО АНК «Башнефть» по классификации PRMS на конец 2011 года составили 1 002,8 млн баррелей нефти, в том числе вероятные запасы — 420,3 млн баррелей нефти, возможные запасы — 582,5 млн баррелей нефти.(табл.2.4)

 

Таблица 2.4 – Оценка запасов ОАО АНК «Башнефть» за период 2009-2011гг., млн.баррелей

Категория запасов	На 31.12.2009	На 31.12.2010	На 31.12.2011
Итого запасы	2 131,8	2 947,2	2 986,3
Доказанные запасы	1 269,0	1 911,6	1 983,5
Вероятные запасы	328,7	410,0	420,3
Доказанные и вероятные запасы	1 597,7	2 321,6	2 403,8
Возможные запасы	534,1	625,6	582,5

 

 

Суммарные извлекаемые запасы нефтяных месторождений им. Романа Требса и им. Анатолия Титова, оцененные в начале 90-х годов прошлого века по российской классификации (категории С1+С2) и учтенные на государственном балансе, составляют 140 млн. тонн (более 1 млрд. баррелей). В настоящее время указанные месторождения находятся в стадии активной доразведки, которая включает дополнительное разведочное бурение, отбор керна, испытание пластов, проведение сейсморазведки 3D и дополнительные испытания ранее пробуренных разведочных скважин. На месторождениях им. Р. Требса и им. А. Титова компания Miller and Lents, Ltd. оценила условные и перспективные ресурсы нефти ОАО АНК «Башнефть». Аудиторы выделили условные ресурсы по категории 3С в подкласс углеводородов стадии промышленной значимости проекта «Разработка ожидается» в объеме 548 млн баррелей и перспективные ресурсы в объеме 46 млн баррелей.