В конце февраля--начале марта группа "Интегра" первой среди российских сервисных компаний провела IPO, давшее ей капитализацию $2,38 млрд. Успех размещения показал высокий интерес инвесторов к этому сектору. Слабая зависимость сервисов от цен на нефть и их востребованность российскими нефтяными компаниями, стремящимися поддержать темпы роста добычи, позволят рынку нефтесервиса к 2011 году удвоить капитализацию.
В феврале российская сервисная компания "Интегра" провела IPO на Лондонской фондовой бирже. Размещение акций состоялось до завершения консолидации разнородных сервисных активов, которые компания накопила в рекордно короткий срок, однако это не подорвало оптимизма инвесторов. "Интегре" удалось разместиться по верхнему пределу ценового диапазона, и за 28% своих акций она выручила $668 млн, что дало ей капитализацию $2,38 млрд.
Это не первый пример успешного размещения акций сервисной компании, работающей в России. Вспомним размещение ее предшественника — зарегистрированной в Австрии CATOil (в отличие от "Интегры" CATOil — узкопрофильная компания, специализирующаяся на работах по гидроразрыву пласта (ГРП)). В мае прошлого года компания разместила на Франкфуртской фондовой бирже 40% своих акций, выручив u293 млн. При этом накануне размещения появилась информация, что де-факто компания принадлежит нынешним и бывшим топ-менеджерам ЛУКОЙЛа (источники BG "Нефть и газ" это подтверждают). Компании пришлось спешно раскрыть структуру акционеров, чтобы доказать, что де-юре компания не аффилирована с менеджментом ЛУКОЙЛа и неуязвима для претензий сына одного из предполагаемых учредителей покойного вице-президента ЛУКОЙЛа Валерия Шмидта Вадима — он неоднократно заявлял в правоохранительные органы разных стран, что его незаконно лишили доли в CATOil. Тем не менее спрос на акции CATOil в 25 раз превысил предложение. Таким образом, показательно, что размещениям сервисных компаний, работающих в России, не помешали определенные узкие места, которые не остались бы незамеченными для компаний другого профиля. Это свидетельствует о том, что инвесторы высоко оценивают перспективы российского сервисного сектора. И небезосновательно.
Дорогостоящая необходимость
В феврале Deloitte опубликовала результаты ежегодного опроса руководителей нефтегазового сектора. Хотя 100% опрошенных собираются увеличить объемы геологоразведочных работ в ближайшие три года, 60% из них считают, что в нефтегазовом секторе России не хватает квалифицированных специалистов для проведения этих работ, и ожидают уже в этом году столкнуться с проблемой кадрового голода. При этом 79% опрошенных прогнозируют увеличение трудностей, связанных с получением буровых установок и буровых бригад. Заметим, что когда руководителей попросили ранжировать общие проблемы сектора по степени важности, дефицит буровых платформ и бригад был поставлен на пятое место после таких глобальных и очевидных проблем, как коррупция, ограничение доступа к рынкам природного газа, несовершенство законодательной базы и высокие налоги.
По данным Роснедр, цитируемым в отчете Renaissance Capital, около 80% извлекаемых запасов нефти в России принадлежат к категории C2 или существенно менее разведанным C3 или D (всего около 67 млрд т). Необходимость разведки и освоения этих запасов и поддержания добычи на истощающихся месторождениях старых регионов ведет к заметному возрастанию стоимости сервисных услуг и удельного веса расходов на них в структуре затрат нефтедобывающих компаний. По расчетам Альфа-банка, только за 2006 год цены на сейсмику выросли на 25-30%, на бурение — на 20-25%, на забойные двигатели — на 30-35%. Причем если до 2002 года объем рынка нефтепромысловых сервисов неуклонно падал, то в последующие годы наблюдается резкое возрастание объемов (в среднем на 18% в год). По данным аналитического агентства RPI, объем нефтесервисного рынка России составил в 2005 году $8,3 млрд; по подсчетам Douglas-Westwood, в 2006 году он вырос до $11,4 млрд с перспективой роста к 2011 году до $22 млрд.
Отметим, что при всем успехе IPO независимых сервисных компаний на них приходится не более половины всего объема сервисного рынка (по оценкам различных аналитиков, от 48 до 51%). Остальной объем работ выполняется сервисными подразделениями вертикально интегрированных нефтяных компаний (49% — по оценке Douglas-Westwood, см. диаграмму).
Основное потребление нефтесервисных услуг (по данным RPI, 76-88%) приходится на старые регионы нефтедобычи — Ханты-Мансийский автономный округ и Волго-Уральский регион. Однако, по оценке Douglas-Westwood, к 2011 году структура распределения инвестиций в этом секторе существенно изменится в связи с вводом в эксплуатацию крупных месторождений в новых регионах. Аналитики полагают, что рынок сервисных услуг в Западной Сибири и Волго-Уральском регионе будет в этот период сокращаться со средней скоростью 1,7 и 1,9% в год соответственно, в Восточной Сибири — прирастать со скоростью около 30% в год, чтобы к 2011 году на этот регион приходилось 25% всего сервисного рынка (сейчас 8%).
Рост по всем направлениям
Специфика рынка нефтепромысловых сервисов заключается в его неоднородности. Этот термин определяет несколько сфер деятельности, заметно отличающихся друг от друга как технологически, так и экономически. Это разведочное и эксплуатационное бурение, сейсмика, геофизические исследования скважин, ремонт скважин, ГРП, обслуживание и производство оборудования. По данным RPI, основной прирост рынка в 2001-2005 годах был обеспечен за счет эксплуатационного и разведочного бурения (38%), ремонта скважин (29%), геофизических исследований и сейсмики (15%) и ГРП (11%). Рост рынка сейсмики 3D в денежном выражении составил 23%, капитального (КРС) и текущего (ТРС) ремонта скважин — 72 и 78% соответственно. В этот период рост стоимости бригадочаса КРС и ТРС составлял около 14% в год.
Бурение в России до сих пор не вышло на доперестроечный уровень. Как показывает отчет Альфа-банка, с 1990 года объем разведочного и эксплуатационного бурения сократился с 35 тыс. км в год до 12 тыс. км (2006 год), достигнув нижней точки в 1998 году (около 5 тыс. км). Лидером по эффективности бурения является "Сургутнефтегаз", чья средняя проходка на одну буровую бригаду (57 тыс. м в год) вдвое превышает средние показатели по РФ. "Сургутнефтегаз", по данным RPI, также лидирует по уровню инвестиций в эксплуатационное и разведочное бурение (они в 2005 году составили практически $800 млн — на 40% больше, чем у следующего по порядку ЛУКОЙЛа). Наиболее динамично в 2001-2005 годах возрастал сегмент ГРП (35% в год, в денежном выражении рынок за этот период вырос более чем в 2,5 раза). ГРП дает российским нефтяникам прирост дебита скважины примерно на 13% в год. Лидером по производству ГРП является CATOil.
По данным RPI, лидером по оценочным затратам на сервисные работы в 2005 году был "Сургутнефтегаз" ($1,18 млрд), далее следовали ЛУКОЙЛ ($935 млн), "Роснефть" ($816 млн) и ТНК-BP ($797 млн).
Собственность или подряд
Традиционно нефтесервисы были частью нефтедобывающих предприятий и в процессе создания вертикально интегрированных компаний оказались элементом их структуры. Однако постепенно перед крупными российскими нефтяными компаниями встал вопрос о дальнейшей судьбе сервисных составляющих их бизнеса, и они совершенно по-разному решили вопрос о том, следует ли сохранить сервисные активы в собственности или выделить их и продать. Первой позиции твердо придерживается "Сургутнефтегаз". Компания, известная своей последовательной политикой экономии и независимости от сторонних участников рынка, сохраняет свои сервисные подразделения и полагается на ведение работ своими силами. А для "Татнефти" сохранение сервисов в своем составе является насущной необходимостью — в силу самой специфики компании, которая во многом поддерживает добычу на своих истощающихся месторождениях за счет применения высоких технологий.
Полярной точки зрения придерживается ЛУКОЙЛ, который в 2001-2002 годах выделил сервисные подразделения, сформировав "ЛУКОЙЛ-Бурение". Из этих активов образовалась крупнейшая самостоятельная буровая компания России — БК "Евразия". Вокруг выделенных из ТНК-BP сервисных подразделений начала формироваться "Интегра". ЮКОС выделил большую часть своих сервисных активов, на их основе образовалась ССК.
А "Роснефть", к примеру, придерживается промежуточной позиции. Компания бережет свои сервисные активы, но ориентируется на разделение пополам всего объема необходимых сервисных услуг между своей "дочкой" "РН-Бурение" и сторонними подрядчиками.
Дефицитная матчасть
Дефицит сервисного оборудования, на который обращали внимание руководители нефтяных компаний в опросе Deloitte, отражает существующую ситуацию. RPI отмечает, что производство основного оборудования в России "практически по всему спектру можно назвать удручающим". В частности, по сравнению с 2000 годом производство буровых установок после краткого подъема в 2002 году вернулось на уровень 44 станка в год. Производство цементировочных агрегатов сократилось в пять раз, насосных установок для ГРП — в четыре, агрегатов для исследования скважин — в десять, станков-качалок — в пять раз, насосного оборудования — на 14%. Renaissance Capital в своем отчете обращает внимание на износ российского парка буровых станков: около 70% из них уже больше десяти лет. Производительность самих станков в 2,5 раза ниже, чем в США.
Между тем спрос на оборудование остается высоким. Об этом в числе прочего свидетельствует тот факт, что при падении объемов производства доходы российских производителей с 2001 по 2005 год выросли практически в 2,5 раза — с $400 млн до $950 млн. Сервисные компании, располагающие своим производством, оказываются в более выигрышном, чем конкуренты, положении, поскольку обладают гарантиями получения техники. Так, заметное преимущество перед конкурентами есть у "Интегры" благодаря тому, что компания — практически монополист в секторе строительства буровых установок с высокой грузоподъемностью. Группе принадлежит ЗАО "Уралмаш — буровое оборудование", единственный завод, который производит тяжелые (грузоподъемность выше 200 млн т) буровые станки в России. Аналитики отмечают, что в ближайшие годы сервисные компании будут стремиться войти в капитал производителей нефтепромыслового оборудования.
Угроза рентабельности
Высокая оценка потенциала сервисного рынка имеет и оборотную сторону для российской нефтяной промышленности. Так, удорожание сервисных услуг — одно из слагаемых растущих капзатрат российских нефтегазовых компаний, которые порой заставляют аналитиков крайне критически оценивать потенциал их рентабельности. Особенно показателен вышедший в середине марта отчет Альфа-банка. По мнению аналитиков, ни одна из крупных российских компаний при существующем налоговом режиме, дефиците сервисных услуг и уровне естественного истощения эксплуатируемых месторождений не сможет не только реализовать заявленные темпы роста добычи, но и поддержать добычу на сегодняшнем уровне. Аналитики Альфа-банка проанализировали 45 проектов разработки новых месторождений, из которых, пишут они, только восемь при моделировании оказались неубыточными (четыре в Восточной Сибири, два в Тимано-Печоре, два в Западной Сибири). Относительно прибыльными оказались только крупные месторождения с высоким начальным дебитом скважин (такие как Талаканское, Верхнечонское и Ванкорское), причем работающие только в условиях льготного НДПИ (как в Восточной Сибири). По Западной Сибири аналитики рассчитали, что на среднем новом месторождении достаточная для нивелирования высоких капзатрат прибыль не будет достигнута даже при цене на нефть $100 за баррель. А нефтесервисы, напрямую не зависящие от цен на нефть, будут прибыльны даже при цене $41 за баррель.