К середине 2010 года в нефтегазовой отрасли сохраняется тенденция сокращения капзатрат. И это несмотря на стабильно высокую цену на нефть, превышающую $70 за баррель, и рекордное увеличение чистой прибыли. Зато в компаниях планируют выплату рекордных дивидендов по итогам прошлого года.
Расчет прибыли
По оценкам аналитиков ИК "Брокеркредитсервис", уже в текущем году чистая прибыль нефтегазовых компаний может увеличиться на 40% и достичь фактически предкризисного уровня 2008 года при оптимистичном развитии ситуации и средней цене на нефть на уровне $75 за баррель, говорит аналитик компании Максим Шеин. Рекордными темпами растет и чистый денежный поток отдельных нефтегазопроизводителей.
Нефтегазовые компании вышли из кризиса раньше, чем предприятия других отраслей. Этому способствовало стремительное повышение цены на нефть после провала в конце 2008 — начале 2009 годов, когда этот показатель опустился ниже $40 за баррель. В течение последних десяти месяцев цены на нефть Urals в основном превышают $70 за баррель. Сравнительно легко отрасль преодолела и кредитный кризис. Уже в начале 2009 года рефинансирование кредитов возобновилось, и компании начали получать ссуды у государства, в госбанках, западных банках под залог будущей выручки. В дальнейшем они нашли поддержку на внутреннем рынке облигаций, а в середине 2009 года открылся и внешний рынок.
При восстановлении чистой прибыли инвестиции в сектор добычи растут намного более медленными темпами. "В целом к докризисному уровню по инвестициям в добычу, то есть $25 млрд, зафиксированному в 2008 году, нефтяные компании вернутся, по нашим оценкам, лишь в 2014-2015 годах. В 2009 году инвестиции в добычу упали примерно до $19 млрд",— говорит Денис Борисов из Банка Москвы.
В 2009 году наиболее резко сократили капитальные вложения по сравнению с 2008 годом такие компании, как НОВАТЭК (-44%), ЛУКОЙЛ (-38%) и TNK-BP International (-35%). Госкомпании оказались более стойкими: "Газпром нефть" потеряла четверть инвестиционного бюджета, "Роснефть" — 17%.
Капитальная тенденция
По сведениям начальника отдела аналитических исследований ИК "Универ Капитал" Дмитрия Александрова, в первом квартале 2010 года капвложения в целом по отрасли сократились примерно на 20% в сравнении с первым кварталом 2009 года, когда цены на нефть только начали подниматься от уровня $40 за баррель. "Компании заявляют, что их капитальные затраты значительно увеличатся в течение последующих кварталов, но тем не менее ситуация очень тревожная: копится отставание к годовому плану",— отмечает эксперт. Например, ЛУКОЙЛ не намерен возвращаться к докризисным уровням инвестиций.
Что касается компаний, находящихся под контролем государства, то они, как правило, не спешат сокращать инвестиции даже в случае снижения цены. Например, "Газпром" собирается инвестировать примерно 802 млрд рублей в проекты в 2010 году, в том числе около 663,6 млрд рублей придется на капзатраты. Капитальные вложения компании в 2009 году составили 660,8 млрд рублей. Только на геологоразведку компания планирует потратить 114 млрд рублей в ближайшие три года.
"Роснефть" более 88% своей прибыли за 2009 год решила потратить на инвестиции в развитие. Всего же компания планирует инвестировать в проекты в 2010 году около $9-10 млрд, в том числе $2,6 млрд — в разработку Ванкорского месторождения.
Реальные финансовые показатели не всегда подтверждают заявления компаний. Судя по данным ЦДУ ТЭК, рост капзатрат в первом квартале текущего года наблюдается только у "Сургутнефтегаза", "Славнефти" и "Башнефти". Что же касается других компаний, то по сравнению с первым кварталом прошлого года этот показатель упал примерно на 3% у "Роснефти", более чем в два раза у "Газпром нефти", примерно на 30% у "Татнефти" и на 40% у "Русснефти", уточняет Дмитрий Александров.
Показателем серьезности намерений нефтяников может служить доля вложений в геологоразведку в общем инвестиционном бюджете. Но только у "Сургутнефтегаза" она составила в первом квартале 9%, у ТНК-ВР — около 7%, подсчитал Дмитрий Александров, опираясь на данные ЦДУ ТЭК. У остальных — существенно меньше.
Дивиденды вопреки
"Пока нет оснований говорить о том, что общий уровень инвестиций восстанавливается,— утверждает господин Александров.— Компании объясняют это неустойчивыми темпами восстановления рынка, необходимостью поддерживать режим экономии. Но на геологоразведке экономить нельзя. А пока компании выживают на том, что у них есть: увеличивают эксплуатационное бурение на фоне падения инвестиций в промышленное строительство".
По мнению представителя ИК "Универ Капитал", структура капитальных затрат свидетельствует о достаточно коротком горизонте планирования компаний.
У частных компаний мало вложений в долгосрочные проекты. У госкомпаний инвестиции не всегда только экономически обоснованы — они могут отражать политические установки или преследовать цели освоения средств в рамках национально значимых проектов.
Ряд частных компаний, по сведениям аналитиков, не спешит с наращиванием инвестиций потому, что их собственники оказались в сложной ситуации из-за кризиса и им нужно отдавать долги, возникшие в других отраслях. В итоге частные компании выплачивают дивиденды в размере от 20% до 66% по итогам прошлого года.
Не исключено, что аналитики имеют в виду ТНК-BP, которая вновь вернулась к практике выделения в виде дивидендов более половины своей прибыли, как это было в 2004-2006 годах. Впрочем, в самой ТНК-BP утверждают, что вырученные дивиденды компания намерена реинвестировать в проекты в сфере добычи и переработки.
"В случае принятия решения акционерами "ТНК-ВР Холдинга" на годовом общем собрании акционеров по результатам 2009 года дивиденды, полученные компанией Novy Investments Ltd (основной акционер — ТБХ с долей 94,66%.— RE), будут в кратчайшие сроки реинвестированы группой ТНК-ВР для финансирования ее деятельности в России",— утверждает пресс-секретарь компании Николай Горелов. По его словам, ТНК-ВР сохраняет планы инвестиций в проекты в РФ и за рубежом на уровне $4,4 млрд в 2010 году.
А в ЛУКОЙЛе, например, считают, что инвестиционное законодательство, введенное в действие в мае 2008 года, лишает его возможности развития в России: компания потеряла право на получение лицензий на морские месторождения, не имеет перспектив победить в конкурсах по разработке крупных месторождений на суше, таких как, например, месторождения имени Требса или имени Титова.
"При сегодняшнем режиме у ЛУКОЙЛа нет шансов участвовать в таких конкурсах",— разъяснил в июне позицию компании ее вице-президент Леонид Федун, добавив, что компания сделала акцент на инвестициях за рубежом. "Налоговый режим в Гане на порядок привлекательнее",— полагает он.
Компания планирует вложить $700-900 млн в свои проекты в Западной Африке. В итоге она делает ставку на поддержание высокого уровня чистого денежного потока при умеренном повышении добычи.
Дальнейшие условия
В краткосрочной перспективе инвестиции в эксплуатационное бурение формируют позитивный прогноз добычи нефти в стране. По крайней мере, в 2010 году планка в 500 млн тонн может быть преодолена. "Основное условие роста добычи — развитие Ванкора. Если месторождение выйдет на проектные уровни добычи, то до 2014 года рост добычи сохранится. В 2014 году производство нефти может достичь 520 млн тонн",— уверен Денис Борисов из Банка Москвы.
ТНК-ВР заявляет о росте инвестиций в Уват, Оренбургские проекты и месторождения, примыкающие к Ванкору. Роста инвестиций можно ожидать от "Башнефти", на стабильном уровне держит их "Татнефть". Объем инвестиций "Роснефти" остается под вопросом в связи с отменой налоговых льгот на экспорт Ванкорской нефти, заключает господин Борисов.
Дальнейшее будет зависеть от цены нефти, налоговых стимулов и готовности частных компаний расширять инвестиции в проекты добычи на территории России. Пока цена нефти стабильна, а вот условий для расширения деятельности частных компаний не хватает. "Продержаться на прежних запасах лет десять можно, но потом без развития новых нефтегазовых провинций не обойтись",— говорит Дмитрий Александров.
По оценкам Банка Москвы, без налоговых льгот и прочих стимулов для недропользователей, включая малые и средние компании, Западная Сибирь будет терять от 1% до 6% добычи ежегодно. "Это очень серьезное падение. Оно может привести к тому, что даже ввод новых месторождений на шельфе не компенсирует падения добычи в Западной Сибири",— заключает Денис Борисов.
Голос природного газа
Три сценария развития мировой энергетики представляет ДЭНИЕЛ ЕРГИН, один из самых авторитетных в мире экспертов в области развития нефтегазовой индустрии, председатель американской кембриджской Ассоциации энергетических исследований (IHS CERA).
Катастрофа на шельфе
— Прежде всего хотелось бы услышать вашу оценку катастрофы в Мексиканском заливе.
— Это действительно серьезная авария, таких последствий не ожидал никто. Очевидно, что система предупреждения, установленная на пострадавшей платформе, была недостаточно мощной и больше ориентированной на нефтяные танкеры, а не на платформы. Самое главное сейчас — закрыть скважину и устранить последствия разлива. Необходимо также максимально точно определить, как и почему случилась авария, а также принять необходимые меры для того, чтобы избежать повторения подобного. Американскому правительству сейчас важно не упустить момент и начать разработку и внедрение новых систем предупреждения и предотвращения подобных аварий. Это позволит показать, что происшедшее в Мексиканском заливе — единичное событие, которое больше не повторится, а также создать основу для более безопасной разработки важнейшего шельфового ресурса.
— На ваш взгляд, как это событие отразится на мировой энергетической отрасли в целом и на будущем шельфовых проектов в частности?
— Глубоководное бурение на шельфе — одно из крупнейших технологических достижений последних лет и один из наиболее передовых рубежей нефтегазовой отрасли. О значении шельфа для отрасли говорит тот факт, что половина всех запасов нефти, открытых начиная с 2000 года, находится как раз на шельфе. В 2000 году мировая добыча на глубоководном шельфе составила 1,5 млн баррелей в день, сегодня это 5 млн, а перед тем как случилась авария, прогнозный объем к 2015 году ожидался на уровне 10 млн. Из-за моратория на разработку шельфа, установленного американским правительством для Мексиканского залива, где сосредоточена большая часть глубоководной добычи страны, мы будем вынуждены скорректировать прогнозы в сторону понижения.
На мой взгляд, до конца года о возобновлении бурения говорить не приходится, но со следующего года оно может восстановиться до прежних объемов. Все понимают, что выход на шельф неизбежен.
Три сценария
— Ваш прогноз развития мировой энергетики?
— В IHS CERA мы сейчас завершаем работу над тремя разными, но вполне вероятными сценариями развития энергетического рынка. Каждый из них может в значительной мере повлиять на нефтяные цены.
В первом сценарии, который мы назвали "Метаморфозы" (Metamorphosis), исследуются возможности отхода от ископаемого топлива, что может произойти быстрее, чем ожидается. Насколько это возможно и что запустит этот процесс — на эти вопросы мы ищем ответы. Однако нефтяной рынок все еще оправляется от мирового кризиса и по-прежнему находится в переходном периоде.
Все еще существуют серьезные риски — и это описано в нашем втором сценарии под названием "Водоворот" (Vortex), которые могут привести к очередному периоду экономической дестабилизации. Мировая экономика еще не вышла из опасной зоны.
Третий сценарий, "Глобальный план" (Global Design), предусматривает, что G20 становится сплоченной группой мировых лидеров и совместными усилиями поддерживает экономический рост.
— Сколько еще просуществует нефтегазовая экономика?
— Согласно нашим новым сценариям, написанным для периода до 2030 года, природный газ и уголь так или иначе будут основными энергоресурсами. Новые технологии будут развиваться быстро, но не стоит забывать и том, что существующая система поставок энергоресурсов огромна, поэтому мы убеждены, что пока акцент будет делаться на энергоэффективность. А это огромный энергоресурс.
— Что будет после 2030 года?
— Думаю, что к 2050 году мы увидим более существенные результаты развития и внедрения новых технологий, особенно если сохранится высокий уровень инвестирования компаний в соответствующие исследования и разработки.
— И все же что будет следующим энергоресурсом после нефти и газа?
— В первую очередь мы не должны забывать, что к энергоресурсам относятся не только нефть и газ, но и уголь! Уголь — крупнейший источник энергии, который используется в электроэнергетике. Энергосистемы Китая и Индии, например, основаны именно на угле. Я думаю, что пока еще слишком рано говорить, что станет преемником нефти, газа и угля. Но ответ на этот вопрос можно будет получить в ближайшие десять лет. Многое будет зависеть, например, от того, сохранит ли нефть монополию как основное топливо для транспорта или биотопливо второго поколения или электромобили смогут в значительной мере ее заместить.
— Какие страны могут в будущем претендовать на лидерство в энергетическом секторе?
— И у России, и у стран Ближнего Востока сохраняется потенциал оставаться глобальными лидерами в области энергетики на протяжении многих десятилетий. Но интереснее будет посмотреть, как новые технологии по извлечению углеводородов позволят выйти на рынок поставщиков энергии новым странам и регионам. Они необязательно будут равными соперниками России или Ближнему Востоку, но вполне могут стать значимыми игроками. Например, Австралия может конкурировать с Катаром как экспортер СПГ, а Восточная Африка сегодня является весьма перспективным регионом с точки зрения запасов. Еще несколько лет назад практически никто не мог предвидеть роста добычи сланцевого газа в США. Все это показывает, как инновации и новые технологии постоянно открывают новые горизонты в мировой энергетике. Еще одна фундаментальная проблема, требующая решения,— создать гарантии того, что на мировом рынке действуют адекватные поставщики энергоресурсов, в том числе соблюдающие экологические нормы. Это позволит поддерживать экономический рост, а Россия в этом смысле неотъемлемая часть глобального уравнения.
Голос России
— Какими вам представляются энергоперспективы России в предстоящие годы?
— Перспективы российской нефтегазовой отрасли на будущее десятилетие зависят от того, как будут соотноситься два противоположных тренда — постепенное истощение существующих месторождений и разработка новых. На наш взгляд, превалирование того или иного тренда зависит не только от интенсивности геологоразведки, но и от уровня инвестиций, что определяется ценами на нефть и корректированием фискальных систем в сторону получения прибыли. Такая система лучше адаптируется к сегодняшним обстоятельствам и лучше заточена под ситуацию с разработкой индивидуальных нефтяных месторождений.
На мировом рынке сегодня действует немало сил, определяющих ситуацию на российском газовом рынке. Это сочетание рецессии в Европе, значительный рост объемов производства СПГ, европейская политика в области изменения климата и "революция сланцевого газа" в США. Газовые поставщики по всему миру должны будут корректировать свои стратегии с учетом этих сил. Окончание рецессии в Европе создаст благоприятные условия для развития природного газа в России. Также уверенность европейцев в надежности газовых поставщиков из России позволит природному газу как низкоуглеродному топливу более эффективно конкурировать на энергогенерирующих рынках Европы. На наш взгляд, голос природного газа должен быть услышан в европейских политических кругах.
Место газа
— Крупные энергетические компании большое внимание уделяют развитию газовых проектов. Какова ваша оценка ситуации в газовой индустрии?
— В области природного газа наиболее заметное развитие получили проекты добычи сланцевого газа. Мы называем его "сланец-ураганец" (shale gale). В США, которые являются ключевым производителем, объемы его добычи стремительно растут. В 2000 году сланцевый газ составлял всего лишь 1% общего объема газовых поставок. Сегодня это уже 20%. И мы ожидаем, что к 2030 году его объем возрастет до 50%. Это безусловный рост! Тем более что он был достаточно неожиданным. Этот рывок, созданный усилиями независимых нефтегазовых компаний, вдруг стал очевиден в 2007 году, когда прирост добычи сланцевого газа резко пошел вверх.
— Каков потенциал сланцевого газа в Европе?
— Недавно мы запустили крупный исследовательский проект по этой проблеме, изучаем запасы сланцевого газа, пытаясь выявить его потенциальный эффект. Но пока можно сказать, что в Европе время сланцевого газа не пришло. Нужно продолжать геологоразведку, хотя уже сейчас мы наблюдаем существенные отличия от ситуации в Северной Америке. Думаю, что если потенциал сланцевого газа окажется серьезным, то первые результаты его добычи можно будет увидеть не раньше 2020 года. Правда, рынки нередко как бы предчувствуют развитие в том или ином направлении... Но в любом случае потенциально добыча сланцевого газа позволит компенсировать падающую добычу в Северном море. А кроме того, на наш взгляд, в ближайшие годы Европе будет по-прежнему необходим газ, доставляемый по трубопроводам из России.
— Какова ситуация на азиатских рынках?
— Азия, которая быстро приходит в себя после кризиса, не может сыграть существенной роли на рынке СПГ. При этом спрос на СПГ в азиатских странах растет быстрее, чем ожидалось. Это означает, что шельфовые проекты Сахалина и завод по производству СПГ находятся в географически правильном месте.
Капитальные затраты нефтегазовых компаний в 2008-2009 годах ($ млрд, если не указано иное)
|
Источник: RusEnergy по данным из отчетности компаний по МСФО, прогноз — по данным СМИ.
Динамика чистого денежного потока от операционной деятельности основных нефтегазовых компаний РФ в 2008-2009 годах ($ млрд)
|
Источник: RusEnergy по данным консолидированной отчетности компаний по МСФО (показатели округлены до десятых, в ряде случаев рубли переведены в доллары США по среднему курсу за соответствующий период).
Доля дивидендов в прибыли нефтегазовых компаний в 2009 году
|
Источник: RusEnergy по данным отчетности компаний (показатели переведены в доллары по среднегодовому курсу, округление до десятых).
Прогноз ежегодных темпов прироста добычи в РФ в 2010-2014 годах (%)
|
Источник: Банк Москвы.