Диалог с экспертом: перспективы нефтегазовой отрасли РФ. Часть 1.
Мы решили подробно разобраться в тонкостях российской нефтегазовой отрасли и перспективах крупнейших компаний РФ. На наши вопросы ответил Никита Блохин, старший аналитик Альфа-Банка, покрывающий нефтегазовый сектор РФ. Получился вот такой не самый короткий, но крайне интересный разговор.
Насколько Газпром выигрывает от текущих высоких цен на газ на спотовом рынке, как выглядит структура его контрактов? Насколько от спотовых цен на СПГ зависит Новатэк?
Несмотря на расхожее мнение, что в портфеле экспортных продаж Газпрома преобладают контракты с нефтяной привязкой, на данный момент более 85% экспорта в Дальнее Зарубежье (ЕС + Нидерланды, Турция, Великобритания) приходится на контракты с газовой биржевой привязкой. Так, более половины всех действующих долгосрочных контрактов поставляется по спотовым ценам на газ на месяц и день вперед, около 30% - с привязкой к фьючерсным котировкам на квартал, сезон и год. В связи с этим акции Газпрома сейчас гораздо более чувствительны к колебаниям газовых цен на внешних рынках, чем, скажем, флагманский проект Новатэка "Ямал СПГ", большая часть продукции которого реализуется по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой. Так, от спотовых котировок зависит только 25% СПГ продаж c проекта, что вкупе с объёмами торгов головной компании в среднем формирует от 15% до 20% EBITDA группы.
Какие перспективы у Роснефти на рынке газа, одно время ходили слухи о возможных поставках в Европу и Азию, как участие в экспорте газа отразится на финансовых показателях компании?
В текущей ситуации сложно оценить потенциал развития СПГ проектов компании, поскольку в условиях жестких санкций, спровоцировавших ограничение импорта сложных технологических решений и необходимого для их реализации оборудования, большинство подобных инициатив было отложено на неопределенный срок. Так, гораздо менее вероятным выглядит запуск "Дальневосточного СПГ", над которым Роснефть работала вместе с Exxon и остальными партнерами в составе консорциума "Сахалин-1". Также куда менее вероятным видится строительство СПГ терминала на базе проекта "Восток Ойл", несмотря на значительные сопутствующие запасы газа. Что же касается доступа Роснефти к экспортной инфраструктуре, данный вопрос лежит в политической плоскости и вряд ли увидит какое-либо однозначное решение на горизонте ближайших нескольких лет: так, частичная или полная либерализация экспорта газа из РФ сулит послабления в регулировании домашнего рынка, что невозможно в условиях высокой волатильности на внешних рынках и, что не менее важно, приближающегося электорального цикла.
Перспективы российского СПГ на глобальном рынке, какие компании будут основными бенефициарами?
Пока основным бенефициаром развития российской СПГ индустрии выступал и продолжает быть Новатэк, в состав группы компаний которого входит флагманский проект компании "Ямал СПГ", способный производить вплоть до 20 млн тонн СПГ в год. Компания также продолжает строительство не менее амбициозного проекта "Арктик СПГ 2", в рамках которого уже близится пусконаладка первой из трёх очередей сжижения мощностью 6,6 млн тонн СПГ в год. Однако, несмотря на значительные перспективы освоения Северного Морского Пути и газовых запасов Арктики, низкий уровень локализации производства может не позволить Новатэку продолжить экспансию СПГ бизнеса компании в условиях санкционных ограничений, запрещающих импорт критической инфраструктуры (криогенное оборудование, теплообменники, установки выделения ШФЛУ и крекинга) и осложняющих поставку комплектующих (турбины, компрессоры и проч.) из США и ЕС. Так, последние события рискуют отбросить развитие СПГ индустрии в РФ на 1-2 года, а в случае продолжительного эмбарго могут поставить под сомнения реализацию государственных целей и стратегии компании по экспансии на внешние рынки.
Насколько реально с точки зрения инфраструктуры для Европы заместить газ Газпрома с помощью СПГ, например из Катара? Какие конкуренты есть у РФ на этом рынке?
На данный момент сложно говорить о существенном потенциале замещения российского трубопроводного газа на Европейском рынке. Так, даже при условии значительного наращивания добычи газа в Норвегии и расширении мощностей Азербайджанского TAP и TANAP до 12 и 16 млрд куб. м. в год соответственно, потенциал роста поставок трубопроводного газа в ЕС составит не более 15 млрд. куб. м. в 2022 г. Вкупе с прогнозируемым ростом поставок СПГ в ЕС, перед которым стоит амбициозная задача про достижению 40 млрд куб. м. импорта, общий объём дополнительных поступлений вряд ли сможет существенно превысить 55 млрд куб. м. При этом стоит отметить, что в летний период Европе придётся существенно нарастить закачку газа в газохранилища, отобранного зимой 2021-2022 гг. Так, в преддверии отопительного сезона 2022-2023 Европе потребуется закачать в газохранилища не менее 30 млрд. куб. м. газа в течение ближайших шести месяцев, что приведет к дальнейшему росту спроса в этом году. Так, по нашей оценке, потенциал снижения российского трубопроводного экспорта в Европу не превысит 25 млрд. куб. м., что, тем не менее, вряд ли найдет прямое отражения в объёмах экспорта Газпрома в Дальнее Зарубежье на фоне роста поставок в Турцию и Китай. Поскольку дополнительными свободными СПГ мощностями сейчас не обладают даже производители в США и Катаре, о прямых конкурентах Газпрома на Европейском рынке говорить сложно: поскольку ближайшие два года в газовой отрасли будет преобладать рынок продавца, реальная конкуренция может разразиться разве что между покупателями спотовых партий СПГ в Европе и Азии.
Какие нефтегазовые компании в меньшей степени зависят от европейского рынка, для кого даже самый негативный сценарий в виде нефтяного эмбарго со стороны Европы будет наименее опасен?
Наиболее устойчивым в текущих реалиях среди российских мейджеров выглядит положение Роснефти, которая исторически реализует большую часть своей продукции (более 90% экспортируемой нефти и нефтепродуктов) по долгосрочным контрактам от года и более, что в определенной степени внушает уверенность в том, что Европейские потребители откажутся от ее поставок в последнюю очередь. Компания также направляет значительную долю экспортных поставок в Китай через ВСТО, где легкая восточносибирская нефть продается с существенной премией к высокосернистой смеси Urals, торгуемой на европейских рынках. Так, несмотря на то, что в азиатском направлении также экспортирует нефть Сургутнефтегаз, эта компания, напротив, наиболее подвержена влиянию со стороны нефтяного эмбарго со стороны ЕС, поскольку большую часть собственных объёмов реализует на спотовом рынке с поставкой на месяц вперед. Именно по этой причине в прессе неоднократно всплывала информация о том, что именно эта компания с трудом находит покупателя на партии в марте и апреле. На мой взгляд, реальный риск углубления нефтяного эмбарго распространяется именно на спотовые партии, поскольку отказ от поставок по долгосрочные контракты несет существенные юридические риски, в то время как свободные партии подвержены форс-мажорным обстоятельствам и всё чаще всего сталкиваются с трудностями в условиях неопределенности на рынках.
Логистический вопрос, возможно ли перенаправить потоки нефти и газа на восток, каким эмитентам это проще всего сделать в текущих условиях?
Вопрос даже не логистический, а, скорее, комплексный. Так, стоит учитывать, что как в случае нефти, так и в случае газа экспортные поставки можно разделить на те, что транспортируются с использованием наземной инфраструктуры (по трубопроводам), и те, что поступают морем. К сожалению, на данный момент российская нефтегазовая отрасль практически не располагает свободными трубопроводными мощностями в направлении Азии. Так, что в случае экспорта российской нефти марки ВСТО, что в случае поставок по "Силе Сибири" Газпрома в Китай существенно нарастить объёмы не удастся: если в случае с первым мощности нефтепровода законтрактованы и задействованы практически на 100%, то во втором на лицо нехватка ресурсной базы - строительство участка газопровода "Ковытка-Чаянда", соединяющий основную линейную часть "Силы Сибири" со вторым месторождением, призванным обеспечить дальнейший рост поставок, пока не завершен. Что же касается более гибких морских поставок, мы оцениваем потенциал перенаправления экспорта сырой нефти с Европейского рынка в размере 1,4-1,5 млн барр. в сутки - именно такой объём мы закладываем в наш негативный сценарий снижения экспортных поставок в ЕС. В отношении экспорта СПГ каких-то технических сложностей в перенаправлении поставок нет: так, "Ямал СПГ" и будущий "Арктик СПГ 2" работают как на европейский, так и на азиатские рынки, в то время как СПГ мощности на Сахалине и ранее обслуживали в первую очередь страны АТР.
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией. Упоминаемые в статье финансовые инструменты могут не подходить соответствующему Клиенту.