Методической основой определения цены запасов нефти и газа являются геолого-экономическая классификация ресурсов и запасов определение стоимости активов нефтегазовых компаний анализ ожидаемых дисконтированных потоков денежной наличности в условиях риска и неопределенности методы оценки стоимости, базирующиеся на теории опционов. [c.455]
Учебник охватывает основные проблемы управления финансами. В нем подробно рассмотрены логика и принципы управления финансами, модель оценки реальных и финансовых активов, способы управления долгосрочным финансированием, способы управления оборотными активами, принципы и методы финансового планирования и бюджетирования в нефтегазовых компаниях. [c.2]
Последний элемент расчета верхней границы оценки запасов — эффект налога на прибыль. После опубликования правила 4-10 Положения S-X возникла страшная путаница при интерпретации ( )(4)(i)(D), касающегося разницы между балансовой базой и налогооблагаемой базой активов нефтедобывающей компании, перечисленных в ( )(4)(i)(B) и (С). Впоследствии SE попыталась внести ясность в формулировку этого параграфа (SAB, № 12). В настоящее время SE придерживается толкования, согласно которому различия, возникающие при расчете налога на прибыль по балансовой базе и по налогооблагаемой базе, относятся к влиянию этого налога на различия между будущим чистым доходом, рассмотренным в (А), (В) и (С), и базами налогооблагаемых основных активов. В расчет входят такие статьи, как 1) налогооблагаемая база нефтегазовых месторождений 2) перенесенные на будущие периоды чистые операционные убытки 3) перенесенные на будущие периоды зачеты налогов, выплачиваемых за рубежом 4) инвестиционные налоговые кредиты 5) минимальная ставка налоговых льгот и 6) эффект процентов на истощение недр, или налоговая скидка на истощение месторождения. Обратите внимание в расчетах следует использовать только те чистые операционные убытки, перенесенные на будущие периоды, которые непосредственно сопряжены с разработкой нефтегазовых месторождений. [c.248]
Проблемы управления активами рассматриваются в контексте общих задач управления, осуществляемых нефтегазовыми компаниями в ходе реализации стратегий развития. На рис. IV.31-rV.36 схематично представлены основные задачи менеджмента нефтегазодобывающих компаний, среди которых задача оценки и управления активами является одной из ведущих, требующей гибкого маневрирования в вопросах распоряжения собственными ресурсами и поиска выгодных альтернатив увеличения их стоимости (подробнее см. раздел 1V.3.5). [c.431]
При формировании, становлении и развитии нефтяной компании Сургутнефтегаз на протяжении последних 15 лет были разработаны и внедрены новые методы управления активами, представленными ресурсами (запасами) углеводородов. Это, например, портфельный метод определения направлений использования ресурсов, учет изменчивости экономических показателей применения технологий и научно-технических новшеств — несколько позже и т.д. В реальной практической жизни, в повседневной работе были учтены теоретические разработки и опыт компаний, действующих в мировом нефтегазовом секторе — в различных условиях, а также положительные факторы реализации проблем управления в других российских компаниях. Главное, что должно быть соблюдено при оценке и использовании наработанных подходов — это их коррекция в условиях конкретного плацдарма. Именно несоответствие параметров различных методов и решений задач управления активами тем условиям, которые сложились в российской обстановке и послужили причиной неэффективного применения многих полезных идей. Обобщение как положительных, так и отрицательных сторон сложившейся системы управления, а также собственные разработки позволили сформировать сургутский метод управления активами. Он был создан на пересечении трех групп факторов [c.150]
Прежде чем выявить снижение стоимости, компания должна сначала определить актив или группу активов, подлежащую тесту на обесценение. В IAS 36 указано, что при наличии признаков обесценения актива следует по возможности определить возмещаемую стоимость каждого отдельного актива. Если это невозможно, то тогда следует установить возмещаемую стоимость связанной с данным активом единицы, генерирующей денежные средства. Данный международный стандарт определяет единицу, генерирующую денежные средства, как наименьшую группу активов, включающую данный актив и генерирующую денежные поступления от продолжающегося его использования, которые в значительной степени не зависят от денежных потоков от других активов или групп активов ( 67). Если для продукции, производимой с использованием данного актива или группы активов, существует действующий рынок, то этот актив или группу активов следует признать единицей, генерирующей денежные средства, даже если часть продукции или вся она используется для собственных нужд предприятия. Для одного и того же актива или группы активов из периода в период должна последовательно определяться одна и та же единица, генерирующая денежные средства, если только не назреет необходимость изменить ее. Когда активы объединены в одну группу для оценки возмещаемое -ти, важно включить в единицу, генерирующую денежные средства, все активы, которые создают соответственные потоки денежных поступлений от продолжающегося использования. Обычно в нефтегазовой отрасли и для метода результативных затрат, и для метода полных затрат единицей, генерирующей денежные средства, является месторождение. Однако в некоторых обстоятельствах такой единицей может быть и скважина, и вся лицензионная территория. [c.367]
Международный стандарт IAS 36 касается всех компаний, использующих международные стандарты учета, а не конкретно нефтегазовых операций. Поэтому его применение в нефтегазовой отрасли предполагает определенную оценку, анализ и даже допущения. Особенно трудно применять положения IAS 36 о капитализации затрат, относящихся к участкам недр, где не было подтверждено наличие запасов промышленного значения. Например, затраты на поисковые работы, приобретение прав на разработку месторождения, его разведку и оценку, капитализированные до открытия извлекаемых запасов промышленного значения, по всей видимости, подпадают под условие обесценения из данного международного стандарта. Однако при тестировании этих активов на обесценение возникает проблема с определением их возмещаемой стоимости. Ведь, за исключением разве что приобретения прав на минеральные ресурсы, готового рынка для этих активов просто нет. Кроме того, точно определить денежные потоки для расчета стоимости использования практически невозможно. [c.370]
Изучены инструменты стратегического управления нефтегазовым комплексом в условиях рыи Особое внимание уделено управлению активами нефтегазовых компаний с учетом их ресурсн потенциала. Описаны методы оценки инвестиционной деятельности нефтегазовых комлан амортизационная политика, методы финансирования крупных проектов. [c.4]
С развитием фондового рынка и рыночных критериев оценки стоимости акци нефтегазовых компаний становится возможным производить оценку активов компани по стандартам рыночной экономики. Одновременно будут созданы условия для упра ления совокупными активами нефтегазовой компании — производственными, фина совыми и запасами в недрах - с целью максимизации их рыночной стоимости. Эт может быть достигнуто путем диверсификации структуры активов компаний, частности за счет оптимального сочетания объектов освоения, находящихся различной стадии зрелости" (перспективные площади, разведанные месторождени эксплуатируемые объекты), цутем приобретения лицензий и переуступки пра [c.6]
Основные проблемы развития системы стратегического управления в нефтегазовы компаниях на современном этапе рассматриваются в части tv. Среди них наиболе детально представлены вопросы совершенствования систем управления в нефте газовых компаниях, оценки, анализа и управления ресурсной базой и совокупным активами нефтегазовых компаний. [c.8]
Оценка активов компании, представленных ресурсами (запасами) углеводородов в недрах, оказывает существенное влияние на все основные — результирующие — показатели ее деятельности1". Влияние может быть как прямым, так и косвенным (например, через стоимость акций и возможность привлечения инвестиций). В целом к результирующим показателям деятельности нефтегазовой компании относятся [c.24]
Несмотря на то что как американская, так и британская версии метода результативных затрат касаются вопроса переноса затрат на разведочное бурение, их подходы явно различаются. В США разработаны строгие правила, в то время как в Великобритании допускается некоторая свобода учета, которой нефтегазовые компании пользуются в зависимости от ситуации. Кроме того, если не предвидится крупных капитальных вложений, британский метод дает компаниям чуть больше времени на принятие решения о том, найдены ли запасы в количестве, достаточном для коммерческой разработки. Такое продление сроков выглядит рациональным, если учесть неопределенности, связанные с нефтегазовыми операциями в некоторых районах, особенно за пределами США и на глубоководном шельфе. Однако отложенные затраты на скважину не вписываются в определение актива по IASB. Поэтому вряд ли он позволит капитализировать такие затраты в течение длительного периода оценки. [c.141]
Различие американской и британской версий метода результативных затрат, в частности, состоит в методике учета затрат на оценочные скважины. В США считают, что каждую пробуренную скважину следует классифицировать как разведочную или как эксплуатационную. В SFAS № 19 говорится, что скважина считается эксплуатационной, если она пробурена на глубину продуктивного стратиграфического горизонта в зоне с доказанной продуктивностью, расположенной в нефтеносном или газоносном пласте. Естественно предположить, что немногие оценочные скважины могут быть классифицированы как эксплуатационные. Поэтому единственно возможный выход — учитывать их как разведочные. Соответственно, по американскому методу результативных затрат затраты на безуспешные оценочные скважины должны, по логике, относиться на счет расходов. Однако согласно британской версии того же метода, затраты на эти скважины могут оставаться капитализированными до тех пор, пока планируется дополнительная оценка. Скорее всего, новый международный стандарт IASB для нефтегазовой отрасли будет обязывать компании списывать такие затраты из-за неполного соответствия определению актива по системе учета, рекомендованной этим органом. [c.126]
Определение обесценения. Третий и последний этап — оценить сумму убытка от снижения стоимости актива. Убыток от обесценения, признанный компанией, — это сумма, на которую балансовая стоимость актива превышает его справедливую рыночную стоимость. В SFAS № 144 справедливая стоимость актива определяется как сумма, по которой он может быть куплен или продан в настоящее время в результате добровольной сделки между двумя сторонами, то есть сделки, отличной от вынужденной продажи или ликвидации имущества обанкротившейся компании. Лучшим свидетельством обоснованности справедливой стоимости является последняя рыночная цена на активном рынке, поэтому при наличии информации об этих ценах компания должна использовать их как основу при проведении своей оценки. В отсутствие таких данных компания должна базировать оценку на самой надежной имеющейся информации, в том числе на методе приведенной стоимости. Обычно лучший способ расчета справедливой рыночной стоимости нефтегазового актива — дисконтирование связанных с ним будущих чистых денежных потоков. [c.360]
В-международном стандарте IAS 37 ( 59) изложено требование пересмотра резервов на каждую отчетную дату и их корректировки с учетом наилучшей текущей оценки. Изменение суммы резерва, вызванное исключительно прошествием времени, должно признаваться как составная часть затрат по займам данной компании. Такие изменения возникают как результат действия других факторов, например изменения оценок затрат или самой ставки дисконтирования, и ведут либо к увеличению, либо к уменьшению суммы резерва. В случае роста резерва необходимо увеличить и соответствующие ему нефтегазовые активы. В случае уменьшения такого остатка резерв реверсируют. [c.409]
В работе [69] мы произвели финансовый экспресс-анализ рынка российских акций (она составила содержание предыдущего раздела данной книги). Анализ состоялся в феврале 2002 года, и приятно осознавать, что мы не ошиблись в оценках. Все акции первого эшелона с присовенной нами оценкой Высокое-Среднее качество (сюда относятся Лукойл , Сургутнефтегаз , Татнефть ) в 1-2 кварталах 2002 года показали устойчивый рост (до сотни процентов годовых). Также мы наблюдали спад в акциях второго эшелона, оцененных сравнительно низко на тот момент (сюда относим МГТС, Мосэнерго, Ростелеком и др.). Есть и исключения из правила например, ЮКОС, имеющий пониженную оценку Среднее качество из-за отрицательной обеспеченности оборотных активов собственными средствами, рос бурно. Но здесь мы усматриваем не влияние фундаментальных факторов, а ажиотажный рост интереса зарубежного инвестора к российскому нефтегазовому комплексу, подогретый общемировой политической конъюнктурой. У западных инвесторов свой порядок анализа активов, и уставочные параметры в оценке не совпадают с тем же для методов, применяющихся на российской почве. Тем более, надо признать, что размещение компанией АДР за рубежом (пример ОАО Лукойл ) выводит эмитента АДР за круг чисто российских компаний, поэтому претерпевают коррекцию и правила анализа инвестиционной привлекательности таких акций. [c.62]
Можно назвать еще ряд характерных особенностей погашения стоимости активов в зарубежных нефтяных и газовых компаниях и соответствующего отражения их обесценивания в бухгалтерской и финансовой отчетности. Это относится в первую очередь к системе "потеря стоимости нефтегазовых участков, площадей, обусловленная существенным различием в стоимости, определяемой по бухгалтерским оценкам, и реальной (рыночной) стоимости рассматриваемого объекта" ("Impairement"). Потеря стоимости может быть связана с изменениями в размерах и кондициях запасов, прогнозируемом уровне цен и затрат, стоимости инвестиций для компании и др. [c.548]
Смотреть страницы где упоминается термин Оценка активов нефтегазовых компаний
: [c.354] [c.408]Смотреть главы в:
Стратегия развития нефтегазовых компаний -> Оценка активов нефтегазовых компаний