Газпром нефть (Baa3/BBB-): Лучшие открывают рынок

Оценка справедливой доходности. ОАО «Газпром нефть» (ГПН) – пятая по размеру вертикально-интегрированная нефтяная компания России со сравнительно высокой рентабельностью, невысокой долговой нагрузкой и рейтингами инвестиционного уровня. Исходя из доходностей облигаций, обращающихся на вторичном рынке, мы считаем, что риск ГПН на горизонте двух лет должен оцениваться с доходностью на уровне 17-17.5%.

Сильный акционер: большие «плюсы»... С учетом опциона на выкуп 20% акций ГПН Газпром будет владеть почти 96% компании, потратив на весь пакет более USD17 млрд. ГПН является существенным дочерним обществом Газпрома, поскольку обеспечивает около четверти его выручки (при пороге существенности 5%). В связи с этим условия о кросс-дефолте Газпрома распространяются на обязательства ГПН, что создает для газовой монополии серьезный стимул в случае необходимости поддержать компанию.

…и небольшие «минусы». Нам представляется неизбежным, что отдельные действия ГПН мотивируются интересами Газпрома или государства, а не самой компании. Например, мы не видим немедленной операционной синергии между существующими активами ГПН и купленной в прошлом году сербской Naftna Industrija Srbije (NIS). Мы с интересом ожидаем решения Газпрома в отношении дивидендов ГПН за 2008 г. – оно покажет, насколько главный акционер готов соотносить свои интересы с интересами дочерней компании в нынешней непростой ситуации.

Стабилизация добычи – главная задача. Старые месторождения с высокой степенью выработки пока доминируют в структуре добычи ГПН. Из-за акцента на краткосрочной интенсификации добычи в 2000-2003 гг., что не компенсировалось необходимыми объемами бурения для обеспечения долгосрочной стабильности производства, показатели Ноябрьскнефтегаза – основного добывающего актива ГПН – быстро ухудшаются. Рост добычи на новых месторождениях пока недостаточен, и объемы производства нефти ГПН падают быстрее, чем по отрасли в целом.

Отрицательный денежный поток. Стабилизация темпов падения на низких уровнях требует крупных вложений в сегмент добычи. Несмотря на коррекцию инвестиционной программы на 2009 г., свободный денежный поток компании будет отрицательным, хотя долг должен остаться приемлемым. Менеджмент, однако, не раскрывает ограничений по долговой нагрузке, предусмотренных в соглашениях о синдицированных кредитах.

Большая доля переработки. Особенность бизнеса ГПН – относительно небольшая длинная позиция по сырой нефти благодаря доступу к крупным перерабатывающим мощностям. Наличие развитого сегмента переработки компенсирует слабости сегмента добычи, поскольку существующая система налогообложения отрасли активно поощряет производство и реализацию нефтепродуктов вместо продажи сырой нефти.

Риски для рейтингов? Агентства Moody’s и S&P оценивают кредитный профиль ГПН на минимальном инвестиционном уровне (Baa3, прогноз «стабильный»/BBB-, прогноз «стабильный»). На наш взгляд, единственная причина, которая может побудить агентства снизить рейтинги, – это неожиданный рост долга из-за возможного приобретения активов.

Оценка справедливой доходности

ОАО «Газпром нефть» (ГПН) – пятая по размеру вертикально-интегрированная нефтяная компания России со сравнительно высокой рентабельностью, невысокой долговой нагрузкой и рейтингами инвестиционного уровня. Анализ собственного операционного и финансового профиля заемщика представлен ниже в настоящем отчете. Однако участники рынка при оценке справедливой доходности облигаций ГПН будут уделять особое внимание ее структуре собственности.

Сейчас более 75% акций компании принадлежит Газпрому. После исполнения опциона по выкупу у Eni Neftegaz 20%-ного пакета акций ГПН, решение о котором было подтверждено обеими сторонами неделю назад, эта доля превысит 95%. В зависимости от того, какое юридическое лицо выступит формальным покупателем, Газпрому, возможно, придется объявить оферту по выкупу акций миноритариев, в результате которой его доля в капитале ГПН увеличится еще больше.

Из десяти членов совета директоров ГПН семь представляют Газпром (председатель совета – А. Миллер) и два – Eni. Руководство Газпрома имеет непосредственное влияние на формирование стратегии и утверждение бюджетов компании. Близость к государству позволила ГПН стать одной из немногих организаций, которые в трудное время конца 2008 г. получили средства на рефинансирование внешнего долга во Внешэкономбанке. В будущем очень важным фактором поддержки для ГПН может стать передача имеющихся у Газпрома лицензий на разработку нефтяных месторождений в ее пользу (компания уже начала операторские работы на некоторых из этих участков).

Следует отметить, что сильный акционер, особенно подконтрольный государству, – это не только преимущество для любой компании, но и дополнительные издержки, если дочернее общество вынуждено выполнять решения, мотивированные интересами всей группы, даже если они противоречат его собственным интересам. На наш взгляд, участие ГПН в таком непрофильном бизнесе как проект Бургас – Александруполис (хотя он и был начат еще до покупки компании Газпромом) или приобретение Naftna Industrija Srbije (NIS), является проявлением такого влияния.

Очевидно, однако, что в краткосрочной перспективе влияние структуры собственности на кредитный профиль ГПН положительно и что в обозримой перспективе ГПН останется частью группы Газпрома. Мы считаем, что этот факт будет ключевым для восприятия рынком кредитного риска компании. Юридически ГПН является существенной дочерней компанией (principal subsidiary) по отношению к Газпрому. В проспектах еврооблигаций Газпрома порог существенности определен как 5%-ная доля в консолидированной выручке или активах по последним доступным аудированным финансовым отчетам. По итогам 2007 г. ГПН обеспечивала более 22% консолидированной выручки Газпрома, а по итогам девяти месяцев 2008 г. – более 25%.

Таким образом, финансовые обязательства ГПН, включая рублевые облигации, попадают в сферу действия условий о кросс-дефолте, предусмотренных в документации еврооблигаций и синдицированных кредитов Газпрома. Невыполнение обязательств существенным дочерним обществом более чем на USD20 млн, когда оно перестает быть техническим, будет рассматриваться как невыполнение обязательств (event of default) самим Газпромом. Обязательства ГПН не имеют прямой гарантии от Газпрома, но через условие о кросс-дефолте фактически становятся производным инструментом на риск Газпрома. Это позволяет рассматривать ГПН как эмитента первого эшелона.

В этом сегменте рынка после нескольких неудачных попыток полноценное первичное размещение долговых обязательств в марте удалось осуществить Комитету государственных заимствований города Москвы. Средневзвешенная доходность размещения в объеме 15 млрд руб. составила 15.81% (часть выпуска была продана на аукционе, а часть реализована на вторичном рынке). Облигации Москвы остаются наиболее ликвидными инструментами на рынке рублевых облигаций, и их индикативная кривая доходности лежит на уровне 16-17%. Интересно отметить, что вскоре после окончания размещения доходность выпуска Москва-59 снизилась на 100-130 б. п. и в настоящее время составляет около 14.5%. Отсюда можно заключить, что премия за объем в данном случае составила не менее 100 б. п.

В целом, ликвидность рынка рублевых облигаций в настоящее время остается низкой. Круг активно торгуемых инструментов по-прежнему ограничен 10-20 выпусками, главным образом, первого и второго эшелонов. При этом некоторые инструменты первого эшелона, на наш взгляд, утратили статус индикативных в связи с резким падением ликвидности. Это относится к обязательствам Газпрома, ЛУКОЙЛа, ФСК, у которых спрэды между котировками на покупку и продажу зачастую составляют несколько процентных пунктов. На основании средних котировок спроса на долговые инструменты можно утверждать, что кривая доходности первого эшелона в настоящее время находится на уровне 16-17%.

Принимая во внимание вышеприведенные факторы, мы считаем, что при оценке кредитного риска ГПН следует исходить из премии к текущей кривой доходности облигаций первого эшелона в размере 100-150 б. п. По нашему мнению, справедливым уровнем доходности рублевого долга ГПН на горизонте полутора лет является диапазон 16.5-17.0%, а на горизонте двух лет – 17.0-17.5%.

Газпром нефть: основные факты

ГПН – пятая по масштабу бизнеса вертикально-интегрированная нефтяная компания России с совокупной добычей сырой нефти в 2008 г. на уровне 46.3 млн тонн (включая долю в добыче зависимых компаний), или 9.5% от общероссийского объема добычи. Основные товарные потоки ГПН показаны на рис. 2.

Предшественником ГПН была компания Сибнефть, созданная в августе 1995 г. на базе предприятий Ноябрьскнефтегаз, Ноябрьскнефтегазгеофизика, Омский НПЗ и Омскнефтепродукт. Сибнефть полностью перешла под частный контроль после залоговых аукционов 1996-1997 гг. В декабре 2002 г. ТНК и Сибнефть совместно приобрели контроль над Славнефтью. После конфликта с Sibir Energy в 2004 г. Сибнефть получила контроль над лицензией на разработку Южно-Приобского месторождения.

Проекты по слиянию Сибнефти и ЮКОСа предпринимались дважды (в 1998 и 2003 гг.). По разным причинам они не были завершены, однако после второй попытки за ЮКОСом остался 20%-ный пакет акций Сибнефти, который впоследствии в процессе банкротства ЮКОСа был куплен компанией Eni. Осенью 2005 г. Газпром приобрел 73% акций Сибнефти у Millhouse Capital за USD13.1 млрд. В мае 2006 г. компания Сибнефть была переименована в Газпром нефть.

В декабре 2007 г. ГПН стала собственником 50% акций Томскнефти, заплатив Роснефти за этот пакет USD3.6 млрд. В феврале 2009 г. была закрыта сделка по покупке 51% сербской компании NIS в соответствии с межправительственным соглашением России и Сербии, заключенным немногим более года назад.

Сегмент добычи

Три основных добывающих подразделения сейчас обеспечивают основной объем производства сырой нефти. Ключевым остается ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (ННГ), обеспечившее по итогам 2008 г. более 70% собственной добычи ГПН. ННГ разрабатывает около 30 месторождений в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком округах. На эти месторождения приходится две трети всех доказанных запасов ГПН по классификации SPE, но почти все они отличаются высоким уровнем выработки и находятся в стадии падающей добычи.

Стратегия Сибнефти в 1999-2003 гг. заключалась в максимизации объемов производства за счет достаточно агрессивного применения методов повышения нефтеотдачи. Партнерство Сибнефти с Schlumberger началось в 1998 г., затем компания стала клиентом других сервисных компаний, включая Baker Hughes, Halliburton и Pride Forasol. Зачастую Сибнефть оказывалась пионером в применении тех или иных методов повышения производительности скважин и увеличения коэффициента извлечения нефти. Так, Сугмутское месторождение стало одним из первых в России, где 3D-сейсмика была проведена на всей территории (более 900 кв. км). В 2000 г. Сибнефть стала первой компанией, начавшей активно использовать большеобъемные гидроразрывы на пластах глубокого залегания.

За пять лет – с 1999 по 2004 гг. – объемы добычи ННГ практически удвоились, и Сибнефть стала воплощением российского «brownfield miracle». Однако стремление резко нарастить добычу перед продажей компании негативно сказалось на динамике производства в последующие периоды. Для месторождения высокой степени выработки, находящегося в III фазе эксплуатации, резкий всплеск добычи и формирование «второго пика» в 2004 г. не могли не сопровождаться последующим ускорением падения. Объемы бурения в начале 2000-х гг. были недостаточными для того, чтобы 1) обеспечить переход месторождений Ноябрьской группы в IV фазу эксплуатации, когда темпы падения стабилизируются, и 2) за счет подготовки новых запасов гарантировать замещение выбывающих объемов добычи новыми месторождениями.

В связи с этим с 2005 г., когда падение добычи стало очевидным, ГПН вынуждена ежегодно наращивать эксплуатационную проходку и ввод новых скважин как на новых, так и на старых месторождениях. В последнем случае это позволяет вовлекать в разработку краевые участки и остаточные запасы за счет построения более детальных гидродинамических моделей, зарезки боковых стволов, перехода на другие горизонты через углубление скважин и операций по заводнению.

Тем не менее, пока стабилизировать темпы падения добычи не удалось – дебит даже новых скважин снижается быстрее, чем растет их количество. Аналогично уменьшается и действенность операций по гидроразрыву пластов (ГРП). Из крупных месторождений, разрабатываемых ННГ, неплохую динамику в 2008 г. показало только Вынгапуровское, где спад составил всего 2% до уровня 3.4 млн тонн. Этот показатель, однако, очень близок ко «второму пику», достигнутому в 2007 г., что указывает на вероятное ускорение падения в будущем.

Две другие добывающие дочерние компании ГПН – это ООО «Газпромнефть- Хантос» и ООО «Газпромнефть-Восток». Газпромнефть-Хантос разрабатывает месторождение Зимнее и оказывает операторские услуги ООО «Сибнефть-Югра», имеющему лицензии на разработку Приобского и Пальяновского месторождений. Газпромнефть-Восток работает на месторождениях Крапивинское (Омская область), Арчинское, Шингинское и Урманское (Томская область). В перспективе начнут добычу ООО «Газпромнефть-Ямал» (оператор месторождений Газпрома), а также ООО «Газпромнефть-Ангара» (новые месторождения в Восточной Сибири).

Из перспективных проектов основным для ГПН является Приобское месторождение, одно из крупнейших и сравнительно недавно введенных в эксплуатацию месторождений Западной Сибири. Приобское месторождение расположено в междуречье Оби и Иртыша недалеко от Ханты-Мансийска и лицензионно разбито на две части: северную разрабатывает Роснефть (Юганскнефтегаз), южную – ГПН. Приобское месторождение было открыто в 1982 г., и разработка была начата с его северной части (промышленное производство началось в 1988 г.). Эксплуатационное бурение на Южно-Приобском месторождении началось только в 2001 г. Разработка месторождения долго считалась нерентабельной, и середина 1990-х гг. прошла в попытках организовать ее через соглашения о разделе продукции с американской компанией Amoco. Запасы месторождения являются трудноизвлекаемыми, в том числе из-за низкой проницаемости нефтеносных коллекторов и их глубокого залегания. Горизонтальное бурение здесь малоэффективно, и для достижения приемлемых дебитов требуется проводить гидроразрывы пластов сразу после завершения вертикальных скважин. ГРП на Южно-Приобском месторождении повышает дебиты новых скважин в среднем в 6 раз до 60 тонн в сутки.

Кроме геологических трудностей, разработка Приобского месторождения затруднена и его географией. Месторождение расположено в пойме Иртыша, где действуют повышенные требования к экологической безопасности. Из-за опасности загрязнения поверхностных и грунтовых вод на левом берегу Иртыша запрещено амбарное бурение, т. е. буровой шлам должен утилизироваться – в данном случае ГПН использует пока еще редкую в России технологию обратной закачки отходов в пласт. Из-за паводков транспортировка к месторождению возможна только по зимникам, а кустовые площадки приходится строить с большим возвышением.

По итогам 2008 г. Приобское месторождение обеспечило уже 7.1 млн тонн добычи (рост на 13%), что составляет 23% совокупной добычи ГПН (без учета результатов Славнефти и Томскнефти). Приобское должно остаться основным источником роста добычи ГПН на ближайшее время. На него пришлась примерно половина всех капвложений и бурения ГПН за 2008 г. Тем не менее, рост добычи на Приобском в ближайшие несколько лет не сможет перекрыть темпы падения добычи ННГ. Аналогично сектору в целом, ГПН останется компанией с падающей органической добычей (без учета возможных приобретений), при этом темпы спада будут превышать среднеотраслевые. По прогнозам Ренессанс Капитала, темпы снижения добычи ГПН будут составлять около 5% в год, что компания рассчитывает компенсировать за счет новых покупок.

С финансовой точки зрения основным следствием сокращения объемов добычи станут высокие операционные издержки в этом сегменте (рис. 4). Работы по интенсификации притока нефти, расконсервация старых скважин, зарезка боковых стволов и переход на новые горизонты рассматриваются как капитальный ремонт скважин, и поэтому являются элементом себестоимости, а не капвложений. Сложные условия разработки Южно-Приобского месторождения также могут отражаться в высоких удельных издержках. Мы, однако, не считаем правомерным говорить о точной разнице в показателях себестоимости добычи, ведь структура бизнеса различных компаний не одинакова. У ЛУКОЙЛа, например, доля газа в совокупной добыче углеводородов (в баррелях нефтяного эквивалента) вдвое превышает показатель ГПН (примерно 10% против 5%), а добыча газа сопряжена с гораздо более низкими удельными операционными издержками.

У Роснефти практически полное отсутствие роста в прошлом году связано с переводом Томскнефти в группу зависимых компаний в третьем квартале и консолидацией сервисных компаний, обслуживающих Юганскнефтегаз. Тем не менее, понятно, что сегмент добычи – «слабое звено» ГПН как с точки зрения объемов, так и сравнительной себестоимости добычи.

Сегмент переработки

Сегмент переработки является самой сильной стороной ГПН. Компании принадлежит 100% акций Омского нефтеперерабатывающего завода (ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ»), наиболее современного и одного из крупнейших российских перерабатывающих предприятий. ОНПЗ был запущен в 1955 г. с установленной мощностью 3 млн тонн и первоначально был рассчитан на переработку башкирской нефти. С 1967 г., с пуском нефтепровода Усть-Балык – Омск, завод был переориентирован на нефть Западной Сибири, а его мощности многократно увеличивались. При нынешней годовой установленной мощности в 19.5 млн тонн ОНПЗ в 2008 г. переработал 18.4 млн тонн сырья, что соответствует коэффициенту загрузки более 94%.

ГПН также имеет доступ к переработке сырой нефти на ярославском заводе Славнефти (Ярославльнефтеоргсинтез, ЯНОС; второй актив Славнефти в Ярославле – ЯНПЗ им. Менделеева – сейчас остановлен) и Московском НПЗ пропорционально доле владения. При переработке собственной нефти как на ОНПЗ, так и в Ярославле и Москве используется традиционная для отрасли давальческая схема. Сырье и продукция принадлежат холдинговой компании ОАО «Газпром нефть», а НПЗ получают оплату за услуги по переработке нефти.

Важность ОНПЗ для бизнеса ГПН подчеркивают два фактора. Первый – это высокая технологическая эффективность данного предприятия. Его производственный комплекс соответствует индексу сложности Нельсона на уровне 7.5 при среднероссийском показателе 4.9. На ОНПЗ установлены самые большие в стране мощности по каталитическому крекингу (66 тыс. баррелей в день на выходе) и каталитическому риформингу (67 тыс. баррелей в день), что обеспечивает значительный объем выпуска высокооктановых бензинов. Это повышает гибкость завода в определении пропорции выпуска бензинов и дизельного топлива. ОНПЗ является отраслевым лидером по глубине переработки и доле светлых продуктов – дизельного топлива, бензинов, авиационного керосина, смазочных масел – в структуре выпуска (более 80%). Мазут, напротив, составляет лишь 16% продукции ОНПЗ при среднем по стране показателе 36%.

Вторым важным фактором высокой эффективности ОНПЗ является его географическое расположение. Это обеспечивает заводу следующие преимущества:

1.Качественное сырье. Ключевым поставщиком нефти на ОНПЗ традиционно являются месторождения Ноябрьской группы, откуда сырье поступает по системе Транснефти. Хотя специально выделенной нитки для легких сортов нефти в направлении ОНПЗ не предусмотрено, фактически завод получает нефть, по качеству соответствующую сорту Сибирская легкая – со сравнительно низкой плотностью и малым содержанием серы. Это возможно благодаря близости завода и источника сырья, поскольку нефть не смешивается с более тяжелыми и сернистыми смесями.

2. Короткое транспортное плечо. Учитывая среднее расстояние между западносибирскими месторождениями и НПЗ, расположенными на Урале и в европейской части страны, ГНП имеет самую высокую входную транспортировку и дает возможность поставлять продукты переработки в более удаленные регионы без потери конкурентоспособности. По мере увеличения доли Приобского месторождения в совокупной добыче ГПН входящее транспортное плечо будет дополнительно сокращаться, поскольку Приобское расположено гораздо южнее Ноябрьска. В связи с этим динамика транспортных расходов ГПН будет более благоприятной, чем у других компаний, вынужденных переходить к разработке более удаленных месторождений.

3. Близость к потребителю. ОНПЗ – единственный крупный НПЗ, расположенный в Западной Сибири. Его основные конкуренты – это Ачинский НПЗ Роснефти, расположенный в Красноярском крае (1 200 км к востоку от Омска), Пермьнефтеоргсинтез (принадлежащий ЛУКОЙЛу) и башкирские заводы, находящиеся примерно в 1 500 км к западу от ОНПЗ. Таким образом, естественной территорией для сбыта продукции ОНПЗ являются Омская, Новосибирская и Тюменская области, Кузбасс и Алтай. В западносибирском регионе реализуется более трети всех нефтепродуктов, поставляемых компанией на внутренний рынок. Важно, что Омский НПЗ – “самый” восточный перерабатывающий завод, подключенный к системе магистральных нефтепродуктопроводов ОАО "АК "Транснефтепродукт". Продуктопровод продолжается далее на восток до Новосибирска и Кемерово, и на этом участке расположено несколько автомобильных и железнодорожных наливных пункта.

Указанные преимущества Омского завода – хорошая технология, качественное сырье, близость к районам добычи, дешевый транспорт – обеспечивают ГПН самую высокую приведенную стоимость сырой нефти у устья скважины (netback price) при ее переработке именно на ОПНЗ.

Сбыт

На внутреннем рынке ГПН реализует очень малую долю сырой нефти. Экспортные поставки осуществляются в основном через находящуюся в Вене 100%-дочернюю компанию Gazprom Neft Trading GmbH (бывшую Sibneft Oil Trade Company GmbH). Этот трейдер закупает сырую нефть и нефтепродукты у ОАО «Газпром нефть» в портах или пунктах пограничных переходов и реализует их крупным мировым трейдерам либо тут же (на условиях FOB/DAF), либо после транспортировки к месту назначения (на основе CIF). В 2008 г. по железной дороге осуществлялись отгрузки нефти в Белоруссию (262 тыс. т), а основные экспортные объемы отправлялись через Транснефть. В 2008 г. по выделенному для сорта Сибирская легкая трубопроводу на Туапсе компания направила около 8% всего экспорта в дальнее зарубежье. Сибирская легкая обычно имеет высокие цены реализации, чем Urals, и зачастую даже более высокие, чем Brent.

Доступ к переработке на заводах ЯНОС и МНПЗ, в свою очередь, обеспечивает ГПН выход на емкие рынки нефтепродуктов Центрального региона России и Москвы. При переработке в Ярославле ГПН также получает доступ к дешевому трубопроводному транспорту светлых продуктов по системе «Север» Транснефтепродукта на экспорт (маршрут Кстово – Ярославль – Кириши – Приморск). В частности, по этому каналу экспортируется не востребованное пока на внутреннем рынке дизельное топливо стандарта Евро-5 с низким содержанием серы, которое выпускает ЯНОС. Этот продукт полностью соответствует требованиям Европейского Союза и не нуждается в дополнительной переработке перед поставкой на АЗС стран Европы.

С переработкой нефти на предприятиях ЯНОС и МПНЗ связаны операции ГПН по замещению сырья. Самый яркий пример – встречные операции с Роснефтью. ГПН периодически уступает ей сырую нефть из своей доли производства Томскнефти (с поставкой в Томске) и закупает аналогичные объемы с поставкой в Ярославле или Москве для собственной переработки. Схема выгодна для обеих компаний, поскольку сокращает совокупные транспортные издержки. Роснефть уменьшает транспортное плечо в восточном направлении – при поставках западносибирской нефти на восточносибирские Ачинский и Ангарский НПЗ. В свою очередь, ГПН не приходится оплачивать транспорт сибирской нефти в Центральный регион страны. Вместо этого компания может получать для переработки сырье с Тимано-Печорских месторождений Роснефти по нефтепроводу Усинск – Ярославль.

Продажи нефтепродуктов на внутреннем розничном рынке ГПН осуществляет через 19 дочерних и связанных компаний. 16 из них являются региональными розничными операторами, в управлении которых по итогам 2008 г. находится 865 АЗС (+11% к 2007 г.). ГПН не поставляет нефтепродукты третьим лицам в тех регионах, где представлены ее сбытовые подразделения. Три сбытовых дочерних компании специализируются на рынках отдельных продуктов, в том числе авиационного керосина (ООО «Газпромнефть-Аэро» в Домодедово, Шереметьево, Пулково и ряде других аэропортов), судового топлива (ООО «Газпромнефть Марин Бункер» в портах Петербурга и Дальнего Востока) и моторных масел (ООО «Газпромнефть смазочные материалы»; брэнд SibiMotor). ГПН представлена также на розничных рынках нефтепродуктов Казахстана, Киргизии и Таджикистана.

Финансовые результаты

С точки зрения операционной эффективности ключевой фактор, компенсирующий недостатки сегмента добычи и поддерживающий рентабельность ГПН на хорошем уровне, - это относительно небольшая длинная позиция ГПН по сырой нефти. В сравнении с другими вертикально-интегрированными нефтяными компаниями России, ГПН перерабатывает большую долю добываемой нефти – более 60%. Существующая система налогообложения активно поощряет переработку нефти по сравнению с продажей сырой нефти, а доля налоговых изъятий в конечной цене барреля сырой нефти или нефтепродуктов на порядок выше, чем доля издержек на добычу. В связи с этим рентабельность ГПН по EBITDA уступает рентабельности Роснефти менее 3 п.п. и существенно превышает показатель ЛУКОЙЛа (который гораздо большей степени вовлечен в сравнительно низкорентабельные трейдинг, розничные операции и нефтехимический бизнес).

Заметная потеря преимущества переработки перед экспортом сырой нефти с начала 2009 г. вызвана необходимостью гарантировать поставки нефтепродуктов на внутренний рынок. Из-за большой девальвации рубля цены в долларовом выражении на внутреннем рынке сократились, в отличие от экспортных цен мирового рынка, продемонстрировавших в марте-апреле заметный рост.

После трудного четвертого квартала прошлого года рентабельность всей отрасли, в том числе и ГПН, стабилизировалась благодаря снижению экспортных пошлин, НДПИ и издержек добычи в долларовом выражении. Средняя приведенная цена на устье скважины (в рублевом выражении) при экспортных поставках у ГПН в феврале 2009 г. была на 17% ниже, чем в феврале 2008 г., но уже в 4 раза выше, чем в ноябре.

Прогноз на 2009 год

Согласно данным компании, отток средств на инвестиционные цели в 2009 г. планируется на уровне 88 млрд руб. Эта сумма включает расходы на приобретение NIS и обязательства по инвестициям в этот актив. Компания уменьшила программу капиталовложений на текущий год на 35% по сравнению с первоначальным планом, в первую очередь по программам сервисного сегмента (отложено приобретение стационарных буровых установок), нефтепереработки (сдвинуты сроки реализации программы перехода Омского НПЗ на евростандарты качества по моторным топливам) и развития сбытовой сети. Также сокращены расходы на геологоразведочные работы (отложены проекты с наибольшим геологическим риском) и программу утилизации попутного газа. В наименьшей степени уменьшены расходы на сегмент добычи – задача стабилизации темпов ее падения остается приоритетной.

При всех сценариях цены на нефть ниже USD70 за баррель мы ожидаем, что свободный денежный поток ГПН будет отрицательным. Это подтверждает и прогноз компании, согласно которому наиболее вероятный размер финансового долга на конец 2009 г. составляет около USD4 млрд. С учетом этого при среднегодовой цене на нефть Brent на уровне USD50 за баррель мы ориентируемся на показатель Долг/EBITDA компании на конец текущего года на уровне около 1.4.

Принимая во внимание вышеуказанное, показательным будет решение Газпрома относительно дивидендов ГПН за 2008 г.: оно продемонстрирует, насколько главный акционер готов соотносить свои непосредственные интересы и интересы ГПН. Результаты за весь 2008 г. будут рекордными по прибыли, но очевидно, что сейчас у компании нет доступа к дешевой ликвидности для финансирования крупных дивидендных выплат.

Дивидендная политика ГПН всегда была сравнительно щедрой – компания выплачивала 20-25% чистой прибыли по US GAAP (не считая рекордных выплат старым акционерам Сибнефти перед покупкой компании Газпромом). Насколько мы понимаем, ГПН стремится выплачивать дивиденды за 2007 г. (25.6 млрд руб., срок выплаты до 31 мая этого года) небольшими и более или менее равными траншами. Мы полагаем, что если Газпром сохранит дивиденды на ожидаемом уровне, график фактических выплат также будет относительно «ровным», чтобы не создавать избыточного давления на ликвидность компании. В любом случае, даже если дивиденды останутся большими и будут частично профинансированы за счет роста долга, мы не ожидаем, что долговая нагрузка ГПН достигнет опасных размеров.

Кредитный портфель

На текущий момент совокупный финансовый долг компании составляет примерно USD3.85 млрд. Самая большая часть задолженности приходится на три синдицированных кредита:

- Остаток по одному синдицированному кредиту уже незначителен – всего USD93 млн.

- Кредит с исходной суммой USD2.2 млрд с марта 2008 г. амортизируется равными поквартальными платежами. Выплаты как в 2009, так и в 2010 г. должны составить по USD600 млн (без учета мартовского платежа 2009 г.).

- Кредит на USD1 млрд структурирован в виде двух траншей, из которых один выплачивается единой суммой, а второй начнет амортизироваться равными квартальными платежами с мая 2010 г.

Таким образом, в течение 2009 г. ГПН нужно будет выплатить USD1.0 млрд в погашение полученного на сегодняшний день долга. В 2010 г. (по состоянию на текущий момент) выплаты будут более крупными и составят USD 2.0 млрд. Такой платежный график, по нашему мнению, не создает серьезных рисков для эмитента, хотя очевидно, что в ближайшие два года компания будет зависеть от доступности рефинансирования.

В августе 2009 г. ГПН предстоит погасить беспроцентный заем, полученный от Томскнефти, на USD469 млн. Поскольку это заем от связанной стороны, мы не учитываем его в графике погашения финансового долга.