Газпром нефть: обзор к размещению выпуска рублевых облигаций

Контролирующий акционер - Газпром. Группа «Газпром» контролирует более 75% акций, а после завершения расчетов по исполнению опциона по покупке 20% у ENI доля превысит 95%. Газпром нефть является «существенной дочерней компанией» Газпрома (principal subsidiary), дефолт по обязательствам которой вызовет акселерацию выплат по публичным обязательствам материнской компании. Хотя Газпром не оказывает прямую поддержку Газпром нефти, в перспективе материнская компания может передать своей «нефтяной» дочке лицензии на ряд месторождений, являющихся «непрофильным активом» для газового концерна. Это, в свою очередь, должно позитивно сказаться на динамике добычи компании.

Динамика производства: большая часть месторождений находятся на стадии падающей добычи. Мы видим один главный пробел в общей картине довольно крепкого кредитного качества Газпром нефти: истощенность запасов и снижение уровней добычи на существующих месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки. Истощенность месторождений основного добывающего актива Газпром нефти, Ноябрьскнефетегаза, частично нивелируется высоким темпом роста добычи на перспективном Приобском месторождении. Коренным образом исправить ситуацию, насколько мы понимаем, может получение нефтяных лицензий ОАО «Газпром» и приобретение новых активов.

Сильные позиции в нефтепереработке. Газпром нефть – компания с сильным акцентом на переработке: на НПЗ поставляется более 60% всей добываемой и закупаемой нефти. Благодаря хорошему качеству НПЗ в Омске доля светлых нефтепродуктов в общем объеме выпуска гораздо выше, чем у других ВИНК. Существенная доля в выручке формируется за счет продаж нефтепродуктов в России, при этом цены внутри страны менее эластичны к изменению нефтяных котировок.

Минимальные риски ликвидности. По состоянию на конец 3-го кв. 2008 г., соотношение Долг/EBITDA составляло 0,4x, а объем денежных средств на балансе покрывал около 75% всего финансового долга. По нашим оценкам, объем погашений в текущем году не представляет проблем для компании, учитывая накопленную «подушку ликвидности» и доступные кредитные линии.

Новые приобретения: позитивный эффект лишь в долгосрочной перспективе. Насколько мы понимаем из нашего общения с менеджментом, последнее приобретение Газпром нефти – сербская нефтяная компания NIS – не дает прямого синергетического эффекта и рассматривается как «долгосрочный проект», который, хотя и открывает потенциальный доступ на европейский рынок, может принести реальную выгоду лишь после проведения существенной модернизации мощностей.

Добыча: сдерживая темпы падения

Газпром нефть – пятая по объемам добычи вертикально-интегрированная компания в России с совокупными вероятными и доказанными запасами 10,57 млрд баррелей (оценка на конец 2008 года с учетом доли в запасах зависимых компаний). Разрабатываемые месторождения в основном расположены в Уральском федеральном округе и Западной Сибири (ЯНАО, ХМАО, Омская, Томская, Тюменская, Иркутская области, Чукотский АО). Наиболее крупные – Приобское, Сугмутское, Вынгапуровское, Спорышевское, Муравленковское, Вынгаяхинское месторождения.

Кроме непосредственно месторождений, на которые компания имеет лицензию, вклад в общий результат обеспечивают зависимые компании – Славнефть (с 2003 года на паритетных началах контролируется Газпром нефтью и ТНК-BP) и Томскнефть (50%-ная доля приобретена в 2007 году, второй акционер – Роснефть). По соглашению с другими акционерами Газпром нефть выкупает долю добычи зависимых компаний, в соответствии со своим участием в капитале.

Совокупный объем добычи в прошлом году, по предварительным данным, вырос на 7,2% до 46,3 млн тонн. В то же время положительная динамика обеспечена исключительно вкладом приобретенной в конце 2007 года Томскнефти, тогда как органический рост по основным добывающим активам (наиболее крупный – Ноябрськнефтегаз, 75% добычи) был отрицательным (-5,8%). При этом, в целом по отрасли добыча нефти и конденсата в России сократилась на 0,6% (по данным издания «Нефтяная торговля»).

Компания объясняет негативную динамику общей истощенностью имеющихся запасов. Ключевые месторождения основной добывающей дочки, Ноябрьскнефтегаза (ННГ), в настоящий момент находятся на завершающих стадиях разработки – третьей (характеризующейся резким падением добычи) и четвертой (плавное снижение вплоть до прекращения разработки).

Пик производства ННГ пришелся на конец 1980-х гг. – после этого объем извлекаемой нефти в течение 10 лет снижался, главным образом за счет сокращения добычи на крупнейшем Муравленковском месторождении. В то же время после начала активной разработки на двух других больших месторождениях (Сугмутское, Спорышевское) с конца 1990-х гг. производственные показатели вошли во «вторую фазу» роста. Наиболее впечатляющая динамика наблюдалась в середине 2000-х гг.: с 1999 по 2004 год добыча Газпром нефти (тогда – Сибнефти) удвоилась.

Столь агрессивные темпы роста стали возможны благодаря активному использованию различных технологий интенсификации добычи, позволивших существенно нарастить дебит скважин на «растущих» месторождениях (основные – Сугмутское и Спорышевское) и стабилизировать – на месторождениях со снижающимися объемами производства. В частности, в 2002 – 2004 существенно выросли объемы ввода высокодебитных горизонтальных скважин, а 2004 год стал пиковым по количеству гидроразрывов пластов. На этом фоне среднесуточный дебит новых скважин в 2003 году по всем добывающим активам компании достиг максимального значения в 127,1 т/сут., средний дебит по всем скважинам был пиковым в 2004 – 28,1 т/сут.

После столь агрессивного наращивания добычи, качество существующих месторождений начало быстро ухудшаться, что, в частности, видно из динамики показателя средней обводненности скважин (рост с 62% в 2003 г. до 82% в 2008 г.).

Фактически последние несколько лет основные усилия Газпром нефти в сегменте upstream направлены на стабилизацию темпов снижения добычи на ключевых месторождениях. При этом последние несколько лет компания довольно активно использует такие «стимулирующие» методы, как бурение горизонтальных скважин, углубление скважин, зарезка боковых стволов и т. п. Кроме того, в прошлом году объем работ по 2D сейсморазведке достиг нового пика с 2002 года: компания выявляет остаточные запасы на существующих месторождениях, которые потом вовлекаются в разработку с помощью описанных методов.

Хотя предпринимаемые усилия могут позволить стабилизировать темпы снижения на «старых» месторождениях, надежды на смену тренда связаны с другими факторами:

1. Приобское месторождение. Газпром нефть владеет лицензией на разработку южной лицензионной территории Приобского месторождения, совокупные доказанные запасы которого оцениваются в 297 млн тонн (по классификации SPE). Активная разработка месторождения началась в 2004 году, в прошлом году на его долю приходилось уже около четверти всей добычи без учета зависимых компаний (7,7 млн тонн). Насколько мы понимаем, разработка Приобского месторождения стала основной причиной существенного роста объемов эксплуатационного бурения за последние несколько лет. По данным компании, пик добычи на Приобском месторождении будет достигнут в 2012 г – свыше 12 млн тонн.

2. Приобретение новых лицензий/добывающих активов, в частности, лицензий на месторождения Газпрома. Газпром нефть по операторским контрактам уже ведет работу по геологоразведке и подготовке к вводу в эксплуатацию нескольких из 11 месторождений, лицензии на которые находятся на балансе Газпрома. Наиболее крупным из них является Новопортовское месторождение с совокупными извлекаемыми запасами более 200 млн тонн. В настоящий момент ведется подготовка месторождений к разработке, как ожидается, первая нефть будет добыта в 2010-2011 гг., а в 2016 г. добыча выйдет на пиковую мощность. Хотя газовый концерн официально не высказывал свою позицию по поводу способа передачи отношении нефтяных активов, передача лицензий Газпром нефти (в форме продажи/обмена на принадлежащие компании лицензии на газовые месторождения) выглядит довольно логичным шагом. Из нашего общения с менеджментом мы делаем вывод, что компания в своих планах закладывает ожидаемое получение этих лицензий, что даст дополнительный прирост добычи.

Основные маршруты реализации и показатели операционной эффективности

Структура реализации сырой нефти (собственная добыча, закупка у Славнефти и Томскнефти, а также чистые покупки на рынке) отражает явный акцент компании на переработке. Около 61% сырья Газпром нефть отправляла на НПЗ - в течение большей части прошлого года поставки на переработку приносили компании более высокую доходность, как видно из динамики показателей netbacks (конечная цена реализации за вычетом транспортных издержек, экспортных пошлин и сборов).

Большая часть экспорта осуществляется морским путем. Отдельно стоит отметить порт Туапсе: до терминалов порта проложен специальный трубопровод от месторождений Западной Сибири, предназначенный для транспортировки нефти исключительно марки Siberian Light. Этот канал сбыта дает компании возможность получать дополнительную премию в цене за счет высокого качества добываемого сырья: в общей трубе нефть смешивается с более тяжелыми сортами, а транспортировка по железной дороге обходится слишком дорого. К сожалению, доступ к трубе ограничен квотой: по итогам 2008 г. через Туапсе Газпром нефть смогла реализовать 6,5% от общего объема экспорта.

Переработка: сильная сторона

На фоне существующих сложностей в upstream сегменте, перерабатывающий бизнес Газпром нефти, на наш взгляд, напротив, является сильной стороной компании, главным образом благодаря основному активу – Омскому НПЗ (около 65% в общем объеме переработки). Завод представляет собой один из наиболее современных перерабатывающих комплексов в России, занимая четвертое место по показателю глубины переработки нефти (82,5%) и второе по выходу светлых нефтепродуктов (71%). Близость завода к основным месторождениям позволяет компании контролировать качество сырья, поставляемое по трубопроводной системе Транснефти – до Омского НПЗ прокачивается нефть с малым содержанием серы, что обеспечивает более эффективную переработку.

Помимо основного актива, Газпром нефть использует мощности Московского НПЗ, в котором компания контролирует 39% капитала (около 11% от общего объема переработки в 2008 году), и Ярославского НПЗ Славнефти (24% переработки). Эти активы уступают Омскому заводу по эффективности, но при этом обеспечивают доступ к розничным рынкам нефтепродуктов Центрального региона России и предоставляют хорошие экспортные возможности.

Прямое следствие хорошего качества перерабатывающих активов – сравнительно высокий процент выхода светлых нефтепродуктов: на долю бензина, дизельного топлива и авиакеросина в прошлом году приходилось 76% в общем объеме выпуска основных нефтепродуктов (оставшиеся 24% - мазут). По отрасли в целом доля мазута в общем производстве была на уровне 36%, по другим крупным ВИНК (Роснефть, Лукойл, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз) колебалась в пределах 34% - 41%.

«Технологическое» преимущество Газпром нефти обуславливает более существенный вклад продаж нефтепродуктов на внутреннем рынке в общие продажи, по сравнению с другими ВИНК (порядка 30% по итогам 9М2008 г.). Реализация внутри страны является наиболее стабильным бизнесом для российских компаний, учитывая заметно меньшую чувствительность внутренних цен на нефтепродукты к колебаниям нефтяных котировок по сравнению с экспортными benchmarks. Так, в четвертом квартале прошлого года при падении стоимости нефти Urals на 37% (год к году) и сопоставимом снижении цен на нефтепродукты на мировых рынках, снижение цен на бензин и дизельное топливо, по данным отраслевых источников, составило около 20%.

Новые приобретения: Naftna Industrija Srbije

В феврале текущего года Газпром нефть приобрела контрольный пакет (51%) сербской вертикально-интегрированной нефтяной компании NIS (Naftna Industija Srbije), заплатив за покупку 400 млн евро. Предварительные договоренности о сделке были достигнуты в январе 2008 г., в рамках межправительственного соглашения о сотрудничестве в нефтегазовой сфере между Россией и Сербией.

Ниже мы приводим краткий анализ последнего приобретения.

Актив. Основные активы NIS, представляющие интерес для Газпром нефти – два перерабатывающих завода в городах Панчево и Нови-Сад суммарной мощностью переработки 7,3 млн тонн в год. Компания является ведущим поставщиком нефтепродуктов на сербском рынке, удовлетворяя около 85% внутреннего спроса и реализуя продукцию через розничную сеть из более 500 заправок и нефтебаз. Кроме того, NIS контролирует ряд добывающих активов - объем добычи в 2008 году составил 638 тыс. тонн.

Эффект от приобретения. Насколько мы поняли из нашего общения с компанией, покупка не дает явных синергетических эффектов в ближайшей перспективе. НПЗ NIS требуют значительных вложений: по соглашению с сербским правительством, Газпром нефть взяла на себя обязательства инвестировать в модернизацию производства и реализацию экологических проектов на НПЗ 547 млн евро до 2012 года. После завершения модернизации в 2012 году заводы будут способны производить бензин стандарта «Евро-5» – что обеспечит доступ на европейский рынок (к 2013 году Сербия планирует завершить интеграцию в Евросоюз). Таким образом, ожидаемая отдача от инвестиций в данный актив проявится лишь на довольно длительном временном горизонте.

Финансовое состояние и ликвидность

Последние доступные для анализа данные за 9 месяцев 2008 года дают несколько устарелое представление о финансовом состоянии компании: слишком сильно изменилась ситуация в четвертом квартале. Резкое ухудшение ценовой конъюнктуры в конце года и «запаздывающее» изменение экспортных пошлин на нефть практически полностью истребили маржу нефтяников от внешних продаж. На настоящий момент отчетность за 2008 год представили 2 российские нефтяные компании – Роснефть и Лукойл. В обоих случаях показатель EBITDA за 4-й квартал не сильно отличался от нуля (в случае Лукойла он был отрицательным). Газпром нефть пока не опубликовала аудированные данные за 2008 год. В то же время, на сколько мы понимаем из нашего общения с компанией, результаты за четвертый квартал в целом укладываются в «общеотраслевой» тренд.

Стоит отметить, что в первом квартале ситуация с прибылью нефтяников должна была выправиться благодаря более позитивной динамике цен: с конца прошлого года стоимость Urals выросла почти на 30%. При этом принятые с 1 января изменения в порядке расчета экспортных пошлин (изменение базовой цены в формуле расчета, сокращение временного лага с 2 до 1 месяца) должны сделать рентабельность бизнеса более устойчивой к возможным новым ценовым колебаниям.

С точки зрения ликвидности позиции Газпром нефти выглядят вполне устойчиво: долговая нагрузка по состоянию на конец 3-го квартала 2008 составляла г. около 0,4x от EBITDA за последние 12 месяцев, в абсолютном выражении – 3,45 млрд долл., за вычетом займов от «зависимых» компаний, используемые как инструмент управления ликвидностью (беспроцентный заем от Томкснефти на 469 млн долл.). Короткий долг (1,63 млрд долл.) в полном объеме покрывался денежными средствами на балансе – 2,63 млрд долл. По состоянию на конец года «подушка ликвидности», по оценкам компании, сократилась на фоне резкого сокращения операционного денежного потока в 4-м квартале, но оставалась довольно существенной – около 2,1 млрд долл.

По состоянию на начало апреля объем долга вырос до 3,85 млрд долл. В 4-м кв. 2008 г. – 1-м кв. 2009 г. компания рефинансировала выплаты по синдицированным кредитам и погашение евробондов на 500 млн долл за счет привлечения новых заемных ресурсов, наиболее крупными из которых стали две кредитные линии от ВЭБ (на 375 млн долл. и 750 млн долл.) и кредит Сбербанка (724 млн долл.). Кроме того, в первом квартале Газпром нефть профинансировала крупную сделку по приобретению пакета акций сербской NIS.

По нашим оценкам, до конца текущего года компании предстоит погасить обязательства на сумму около 1 млрд долл., что не должно вызвать сложностей, учитывая имеющуюся «подушку ликвидности» и свободные линии в банках – в частности, 450 млн долл. в рамках кредитной линии ВЭБ. Кроме того, компания получит порядка 150 – 300 млн долл. от планируемого размещения рублевых облигаций (в зависимости от объема выпуска).

Пик выплат ожидает Газпром нефть в следующем году, когда платежи по существующим кредитам, по нашим оценкам, должны составить около 2 млрд долл. (без учета процентов).

По прогнозам компании, объем финансового долга на конец 2009 года вырастет до 4.04 млрд долл. В терминах Долг / EBITDA (мы используем консенсус – прогноз Bloomberg по EBITDA в 2009 году) долговая нагрузка должна остаться на приемлемом уровне – чуть выше 1x.

Прогноз Газпром нефти по инвестициям на 2009 год составляет порядка 2.51 млрд долл. Помимо капитальных затрат, эта цифра, насколько мы понимаем, включает в себя средства, затраченные на покупку акций 51% акций NIS в январе этого года, а также определенные затраты на модернизацию купленного актива. Объем капзатрат без учета расходов, связанных с NIS, составляет немногим более 2 млрд долл., что предполагает снижение по сравнению с уровнем 2008 года (3,25 млрд долл.) почти на 40%. Основная часть капзатрат 2009 (1,4 млрд долл.) – вложения в upstream сегмент. Насколько мы понимаем из общения с компанией, объем инвестиций может быть подвержен дальнейшему пересмотру в случае резкого снижения нефтяных цен. В то же время, затраты, направленные на будущий рост добычи, считаются приоритетными и будут сокращаться «в последнюю очередь».

Еще одной существенной статьей оттока денежных средств для Газпром нефти традиционно являются дивиденды. Мы полагаем, что размер дивидендных выплат, в отличие от объема инвестиций, не будет отличаться эластичностью к изменению финансовых показателей: дивидендная политика компании в существенной степени является «экзогенным» фактором, находясь в зависимости от потребностей ключевого акционера – Газпрома.

В целом, мы полагаем, что чистый денежный поток компании в текущем году будет отрицательным. Тем ни менее, благодаря накопленному в период благоприятной ценовой конъюнктуры резерву, Газпром нефть на конец 2009 года по-прежнему будет обладать довольно существенным запасом ликвидности (по нашим оценкам, более 1 млрд долл.), который может быть направлен на рефинансирование выплат по долгу в 2010 году.