Российская нефтедобыча: в налоговых тисках

Инвестиционный анализ

Важнейший и наиболее поразительный результат нашего сегментированного анализа российского нефтегазового сектора состоит в том, что добыча сырой нефти в России является неприбыльным бизнесом на базе полного инвестиционного цикла. Этот довольно неожиданный вывод основан на нескольких выявленных тенденциях нефтяной индустрии: все большем сокращении темпов прироста добычи, быстром росте капитальных затрат, непрерывном повышении операционных расходов и чрезмерном уровне налогообложения нефтяной отрасли.

Соблазнительный миф

Резкое замедление темпов прироста добычи сырой нефти в последние два года – это важнейшая (после тенденции ре-национализации отрасли) тенденция развития российской нефтедобывающей отрасли. Если в 2000–2004 гг. среднегодовой прирост добычи составлял 8.5%, то в 2005– 2006 гг. он снизился до всего лишь 2.8% и 2.2%, соответственно.

Чтобы проанализировать причины этого явления, необходимо вернуться к ситуации конца 90-х годов, когда новые собственники нефтяных компаний принялись за реорганизацию финансовой и производственной деятельности своих предприятий, что позволило им добиться не только их финансового оздоровления, но и очень впечатляющих темпов прироста добычи.

Стремясь обеспечить денежный доход в максимально короткие сроки, российские нефтяные компании отказались от традиционной практики извлечения нефти, предполагающей постепенное снижение добычи и ее длительное сохранение примерно на одном уровне, и взяли на вооружение так называемый "западный" подход, предусматривающий быстрое наращивание объемов добычи на месторождениях при очень быстрых темпах естественного падения добычи в последующие периоды.

Хотя делать какие-либо определенные выводы о сравнительной финансовой эффективности каждого из этих подходов (которая зависит от характеристик месторождений, налогового режима, стоимости капитала и иных фундаментальных факторов) сложно, ясно, что "агрессивный" подход к извлечению нефти помогает добиться улучшения показателей ближних периодов за счет результатов будущих периодов.

Наиболее ценным аспектом построенных нами моделей является то, что они наглядно демонстрируют последствия смены одного подхода другим. Если компания, долго применявшая традиционные приемы нефтедобычи, резко переходит к эксплуатации месторождений в "агрессивном" режиме, рост добычи резко ускоряется даже без каких-то дополнительных инвестиций, поскольку высокие начальные дебиты новых скважин, вводимых в строй в рамках "агрессивной" кампании увеличения добычи, сочетаются с низкими темпами естественного падения добычи на месторождениях, которые до этого эксплуатировались "консервативным" способом. Именно это явление лежало в основе резкого наращивания темпов добычи российских нефтяных компаний, показывавших наиболее быстрый рост.

Здравый смысл подсказывает, однако, что в этом мире ничто не достается даром. После нескольких лет "агрессивной" эксплуатации месторождений добыча на старых, ранее введенных мощностях достигает своей "полки", после чего, по мере истощения месторождений, общий объем добычи перестает расти, а затем начинает снижаться. Теоретически показатели добычи возвращаются к тенденциям, сложившимся в период, когда компания применяла консервативный подход, но при этом параметры добычи уже имеют структуру, унаследованную от периода "агрессивного" роста. Ситуация еще более осложняется, если такие месторождения впоследствии возвращаются к традиционным методам извлечения нефти. Это происходит в тех случаях, когда государство, по тем или иным мотивам, обязывает компании, применявшие агрессивный подход, вернуться к традиционным методам, что, в определенной степени, происходит сегодня в России.

Наш основной вывод состоит в том, что быстрое и внешне бесплатное повышение добычи в 1999–2004 гг. на самом деле вовсе не было таковым. С самого начала было известно, что последует весьма критическая ситуация, при которой единственным возможным способом поддержания достигнутого уровня добычи (не говоря уже о сохранении темпов прироста) будет резкое увеличение капитальных затрат.

Тем не менее, эта практика вполне отвечала интересам тех, кто ориентировался на краткосрочный прирост капитальной стоимости. Показатели роста добычи выглядели очень убедительными, и их экстраполяция на будущие десятилетия создавала сильнейший соблазн к тому, чтобы преподносить инвесторам российский нефтедобывающий сектор как бизнес, способный обеспечивать устойчивый, быстрый и легкий рост, не связанный с особыми издержками. К сожалению, к этой истории о сказочно прибыльной отрасли прислушивался не только фондовый рынок, но и правительство, которое ввело новый, очень обременительный налоговый режим в самом конце периода быстрого роста добычи.

Новый режим был очень здраво структурирован, предусматривая изъятие у нефтяных компаний сверхдоходов в период очень высоких цен на нефть и поддержания рентабельности добычи нефти при низких мировых ценах. Проблема в том, что формулы для расчета налоговых ставок базировались на параметрах некой виртуальной, никогда не существовавшей отрасли. Они соответствовали некой нефтедобывающей компании с коэффициентом естественного падения добычи порядка 2–4%, занимающейся в основном эксплуатацией ранее освоенных месторождений и работающей в регионе с высокоразвитой инфраструктурой. Такая гипотетическая компания имела бы объем нормализованных капитальных затрат на уровне $2 на баррель, прирост добычи на уровне 10% в год, эксплуатационные расходы порядка $2 на баррель и транспортные затраты на уровне $2 на баррель, а также пользовалась бы преимуществами постоянного обесценения национальной валюты. Именно такие формальные параметры и имела среднестатистическая российская нефтяная компания в 2003 году.

Однако в последние два года почти все эти тенденции сменились на обратные и почти все эти показатели удвоились. Сегодня в отрасли наблюдается нулевой прирост добычи, она с большим трудом удерживает норму естественного падения добычи на быстро истощающихся месторождениях на уровне 5–10%, работая при капитальных затратах порядка $7 на баррель, в условиях стремительного роста административных и эксплуатационных расходов, при растущем курсе национальной валюты и колоссальном дефиците на рынке нефтепромысловых сервисных услуг. Тем не менее, налоговый режим остается прежним.

Проблемы отрасли осложняются тем, что, всемерно уклоняясь от крупных капиталовложений в предыдущие 10 лет, нефтяные компании практически разрушили сектор нефтепромысловых услуг. Сейчас же, в обстановке острой нехватки всевозможных сервисных услуг, нефтяная отрасль вынуждена платить высокие цены при стремительном росте физических объемов необходимого сервиса.

Анализ проектов освоения новых месторождений

Мы смоделировали 45 различных проектов в различных нефтеносных регионах России (три географических региона, три различных по объему запасов месторождения и пять различных прогнозов уровня начальных дебитов) и с удивлением выяснили, что зарабатывать деньги в российской нефтедобыче, оказывается, чрезвычайно трудно.

Только 8 из 45 смоделированных проектов не показали негативную рентабельность при цене $30 за баррель (4 восточносибирских, два западносибирских и два тимано-печорских месторождения). Для этих проектов, связанных с месторождениями с доказанными запасами более 200 млн баррелей в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и Западной Сибири и порядка 100 млн баррелей в Восточной Сибири, были предположены начальные дебиты выше 800 баррелей в день. Это означает, что только крупнейшие и наиболее продуктивные проекты могут осуществляться со значительной прибылью для инвесторов и при относительной степени защищенности от неблагоприятного развития конъюнктуры на нефтяном рынке. Перечень таких проектов (если они вообще будут возможны) ограничивается самыми известными нефтяными месторождениями, такими как месторождения Требса и Титова, Ванкорское, а также месторождения Восточной Сибири (Талаканское, Верхнечонское).

Все остальные проекты, скорее всего, будут убыточными при любой цене нефти, поскольку предельно высокие налоги исключают окупаемость вложений в развитие инфраструктуры и буровые работы. Как видно из графика распределения нормализованных денежных потоков типичного западносибирского нефтяного месторождения (с объемом запасов категории 1P, равным 100 млн баррелей), проект не может обеспечить денежный поток, достаточный для покрытия начальных капиталовложений, даже при цене нефти $100 за баррель.

Единственный регион, дающий сколько-нибудь приемлемые экономические параметры для нефтедобывающих проектов – это Восточная Сибирь, где правительство ввело для новых месторождений налоговые каникулы по НДПИ.

Мы даем показатель чувствительности ЧПС (в $/барр. запасов категории 1P) для трех месторождений сходного объема ($100 млн баррелей) и близкого качества нефтеносных пластов (начальный дебит – 600 баррелей в день) в западносибирском, тимано-печорском и восточносибирском регионах. При текущих средних котировках Dated Brent на уровне $55 за баррель шансы выхода на прибыль показывает только восточносибирский проект.

Мы полагаем, что нынешний режим налогообложения несовместим с крупномасштабным развитием нефтедобычи, и что у России нет иного пути, кроме ослабления налогового бремени, возложенного на ее нефтедобывающую отрасль, и чем быстрее это будет осознано, тем лучше.

С другой стороны, почти все проекты, смоделированные для секторов нефтепереработки и сервисных услуг, оказываются прибыльными уже при цене $41 за баррель Dated Brent (долгосрочный прогноз нефтяных цен Альфа-Банка). Это служит прекрасной иллюстрацией процесса оттока прибылей из нефтедобычи.

Это наблюдение полностью подтверждается нашим ситуационным исследованием компании ЛУКойл. Мы разбили совокупный денежный поток ЛУКойла на следующие пять подсегментов: "Добыча сырой нефти" и "Выручка от экспорта сырой нефти" (совместно представляющие сегмент нефтедобычи), "Переработка нефти внутри страны", "Выручка от экспорта нефтепродуктов" и "Переработка нефти за границей" (совместно представляющие сегмент нефтепереработки). Как ни сложно в это поверить, но нефтедобывающий сегмент, который в 2004 г. генерировал денежный поток на уровне $2.7 за баррель добываемой нефти, по итогам 9 месяцев 2006 г. уже был убыточным (- $1.8 за баррель). Весь свободный денежный поток ЛУКойла за три квартала 2006 г. ($1.8 млрд) и все средства, которые пошли на покрытие убытков в сегменте нефтедобычи, были сгенерированы сегментом нефтепереработки!

Основной причиной финансовой убыточности нефтедобывающей отрасли является рост капиталовложений. Для дальнейшего анализа фундаментальных причин сложившейся динамики денежных потоков в нефтедобывающем сегменте ЛУКойла мы использовали структуру нормализованных денежных потоков, приведенную в аналитической части раздела "Оценка проектов" выполненного компанией собственного анализа объемов капитальных затрат на баррель добываемой сырой нефти. Эти данные легли в основу приводимого ниже графика.

График хорошо иллюстрирует распределение дохода от реализации нефти между нефтедобывающими компаниями и сервисными подрядчиками.

Как видно из приведенного графика, в 2004 г. сервисные компании, обслуживавшие ЛУКойл, несли убытки, поскольку нежелание нефтяной отрасли в целом поддерживать достаточные уровни инвестиций отрицательно сказывалось на положении сервисных компаний.

Очевидно, однако, что убыточность нефтесервисов была на руку нефтяной компании. Свободный денежный поток в объеме $2.7 за баррель, который нефтедобывающий сегмент ЛУКойла генерировал в 2004 г. был, таким образом, отчасти "заимствован" у убыточного сервисного сегмента. Но в 2006 г. ситуация сменилась на противоположную: быстрый рост цен на нефтепромысловый сервис и объемов работ в этом сегменте вызвал ускоренный рост его рентабельности и негативно сказался на денежных потоках ЛУКойла.

Хотя наш анализ сравнительной прибыльности ЛУКойла и сервисных компаний имеет несколько гипотетический характер, мы полагаем, что он дает верное объяснение фундаментальных тенденций, сложившихся в российской нефтяной промышленности.

Неспособность нефтедобывающего сегмента генерировать свободные денежные потоки на фоне рекордно высоких цен на нефть – поразительный факт. Хотя мы далеки от того, чтобы утверждать, что все российские интегрированные нефтяные компании убыточны на уровне свободного денежного потока в своем нефтедобывающем бизнесе, мы полагаем, что наш анализ служит еще одним доказательством того, что быстрый рост объемов капиталовложений и рост операционных затрат сокращает потенциал генерации свободного денежного потока даже у компаний со сложившейся инфраструктурой нефтедобычи.

Выводы и следствия

Из нашего анализа следует ряд достойных рассмотрения соображений относительно интегрированных нефтяных компаний.

1. Отчеты о прибылях и убытках не дают полной картины рентабельности нефтяных компаний, так как статья "Амортизация и износ" значительно занижает текущие и перспективные уровни реальных капитальных затрат.
   
   
2. Быстрый рост капитальных затрат, наблюдающийся в нефтедобывающем бизнесе российских интегрированных нефтяных компаний, в значительной степени обусловлен
   • крайней ограниченностью инвестиций в данный сегмент в период быстрого роста добычи нефти
   • растущей необходимостью компенсации ускоряющегося естественного падения добычи на большинстве российских нефтяных месторождений.
   Таким образом, этот взрывной рост капитальных затрат не будет сопровождаться соответствующим приростом добычи, как многим хотелось бы верить.
   
   
3. Недавнее повышение объемов капиталовложений – это не случайное явление, а начало долгосрочной тенденции в динамике капитальных (и операционных) затрат.
   
   
4. Большинство существующих проектов освоения новых нефтяных месторождений не могут быть рентабельными при сложившемся режиме налогообложения. Тем не менее, мы полагаем, что у компаний нет иного выбора, кроме как начинать сомнительные проекты, рассчитывая на счастливые совпадения позитивных геологических параметров или на то, что налоговая нагрузка на отрасль в конечном итоге будет снижена. Поскольку мы не ожидаем изменений в системе налогообложения отрасли в сколько-нибудь близкой перспективе, мы полагаем, что такая экспансия будет экономически необоснованной.

Хотя отмеченные тенденции уже действуют на протяжении известного времени, мы полагаем, что в скором времени появятся катализаторы, которые в итоге вызовут общественное осознание фундаментальных тенденций и спровоцируют рыночную переоценку отрасли.

Четвертый квартал 2006 г. оказался крайне неудачным для всех российских нефтяных компаний, и, хотя все это предсказуемо, их слабые финансовые результаты заставят инвесторов обратить внимание на истоки проблемы. Заявленные компаниями планы капитальных вложений на 2007 г. говорят о том, что большинство из них в этом году едва ли выйдет на позитивные денежные потоки. Кроме того, инвесторам уже пора начать задаваться вопросом о том, почему рост планов капитальных инвестиций сопровождается снижением планов добычи, и почему все российские нефтяные компании идут на крупные заимствования в период рекордных цен на нефть.

Наконец, общественное осознание чрезмерности налоговой нагрузки, взваленной на российскую нефтяную отрасль, должно сопровождаться публичным обсуждением трудной ситуации, в которой она оказалась.

Следствия

Мы полагаем, что инвестиционному сообществу не хватает смелости признать истину о том, что рост капитальных затрат – это всерьез и надолго. Как видно из приведенного ниже графика, ни одна из прежних моделей Альфа-Банка не прогнозировала рост капитальных затрат выше уровней 2007 года. Уровни 2007 года были заданы прогнозами самих компаний, вследствие чего аналитики были фактически вынуждены включать эти цифры в свои допущения, но наши модели (и модели других аналитиков) предполагали значительное снижение капитальных затрат в сегменте нефтедобычи в расчете на баррель добываемой нефти после 2007 года.

Однако вера в снижение капитальных затрат в нефтедобыче противоречит сложившимся тенденциям, логике настоящего отчета и даже долгосрочным прогнозам самих нефтяных компаний. Таким образом, мы решили перестать отрицать очевидное и перейти к более реалистичной оценке требуемых капитальных затрат.

В основном наши новые модели предполагают для месторождений компаний норму естественного падения добычи в интервале 5–10%. Предполагается, что замещение запасов и рост добычи происходят при дополнительной ежегодной добыче при ценах $35–50 за баррель, что соответствует затратам на разведку и освоение месторождений (после нормализации) на уровне около $5–6 за баррель.

Как видно из приведенного ниже графика, несмотря на все наши смелые выводы, мы пока не набрались храбрости провести полную экстраполяцию роста капиталовложений на будущие периоды, что лишило бы наши расчетные цены на базе моделей DCF 70%–80% от их предыдущих значений. Наши новые допущения просто сводятся к прогнозу стабильной нормы капвложений на баррель добычи после 2007 года, что, будучи очень консервативным прогнозом, по крайней мере, ближе к реальности.

Тем не менее, и эта умеренная корректировка нашего прогноза капвложений дала значительное понижение наших расчетных цен по всем компаниям.

Мы полагаем, что для моделей динамики российских нефтяных компаний, применяемых сегодня всеми аналитиками, характерен одинаковый отрыв от реальности, и что рано или поздно в них будут внесены аналогичные корректировки с соответствующими последствиями для расчетных цен.

Наиболее разумный совет, который мы можем дать сегодня – это продавать все бумаги нефтяного сектора, или, по крайней мере, выходить из нефтедобывающего сегмента, "вкладываясь" в другие сегменты нефтяной отрасли. Как мы показали, чрезвычайно высокий уровень рентабельности показывает сегмент нефтепереработки, причем необычайная норма прибыли в нефтепереработке защищена "мягкой" олигополией, угроз которой не предвидится ни со стороны государства, ни в результате усиления конкуренции. Однако число подлинно публичных компаний в данном сегменте практически равно нулю, поскольку одни компании совершенно неликвидны, а вложения в другие связаны со значительными рисками, обусловленными низкими стандартами корпоративного управления.

В итоге единственный вариант сохранения своего присутствия в нефтяной отрасли при одновременном обеспечении защиты от нарастающих в ней сегодня негативных тенденций, который можно рекомендовать портфельным инвесторам – это вложения в сервисный сегмент. Помимо прочего, этот сегмент открывает уникальную возможность заработать на сегодняшних бедах нефтяных компаний, поскольку доход сервисных компаний непосредственно формируется из капиталовложений нефтяных компаний. Таким образом, стремительный рост рентабельности сервисных компаний фактически прямо отражает нынешние трудности нефтяной отрасли. Хотя у нас нет официального покрытия сервисных компаний, мы рекомендуем инвесторам расширить свое присутствие в этой сфере нефтяной промышленности.

Мы также считаем, что российские нефтедобывающие компании, не имеющие поддержки за счет позиций в прибыльном сегменте нефтепереработки и в основном занимающиеся освоением менее крупных месторождений, понесут наиболее значительные потери от рыночной переоценки.

Тем не менее, мы отнюдь не собираемся утверждать, что рентабельных нефтедобывающих компаний не может быть вообще. На самом деле есть компании, которые сумели создать добывающую инфраструктуру и, благодаря превосходной операционной деятельности и продуманной стратегии приобретения активов способны показать отличные результаты (хорошим примером такой компании служит Arawak Energy).

Однако мы ставим под сомнение "интеллект" рынка, который, как правило, оценивает нефтедобывающие активы на базе извлекаемых ресурсов, в то время как освоение этих ресурсов оказывается скорее убыточным, нежели прибыльным делом.

Наконец, мы повторяем наше мнение о том, что текущий режим налогообложения нефтяной отрасли мешает крупномасштабному развитию нефтедобычи, и что у России нет иного пути, кроме снижения налоговой нагрузки на нефтедобывающий сегмент, и чем скорее произойдет такое снижение, тем лучше.

Дмитрий Лукашов
Андрей Федоров
Альфа-Банк

В нашем рейтинге событий произошли изменения.

Рейтинг событий, влияющих на Российский рынок

Событие	Рейтинг	Прогноз
МАКРОЭКОНОМИКА
Общая ситуация на мировых фондовых рынках	B
Макроэкономическая ситуация в CША	B (B)
Макроэкономическая ситуация в России	B (B)
ПОЛИТИКА
США приняли закон о поддержке вступления в НАТО Украины и Грузии	B
СЫРЬЕВЫЕ РЫНКИ
Уровень мировых цен на нефть	B (B)
Уровень мировых цен на металлы	C (C)
ОТРАСЛЕВЫЕ И КОРПОРАТИВНЫЕ НОВОСТИ
Норильский никель выставит оферту по ОГК-3	B
Сбербанк привлек $8.8 млрд. в результате допэмиссии	B
ММК официально объявил о намерении провести IPO	B
Imperial Energy увеличило совокупный объем ресурсовна 1.1 млрд. брр.	C

ПРИМЕЧАНИЕ: В столбце 2 в скобках указан рейтинг события, присвоенный ему в прошлом прогнозе. В столбце 3 указано знак влияние события на рынок.
Наиболее сильное влияние на рынок оказывают события с рейтингом А, события имеющие рейтинг D по нашей шкале оказывают слабое влияние.

Инвестиционный фон - нейтральный