Финансовый кризис как фактор энергетического
Началу масштабной разработки новых газовых месторождений препятствует тяжелое финансовое состояние “Газпрома”. Растущие долги, издержки, расходы на импорт среднеазиатского газа, а также сложности с получением новых кредитов и рефинансированием старых при одновременном падении экспортных цен на газ могут отодвинуть планы российского газового монополиста по освоению ямальских месторождений как минимум на несколько лет.
Размер необходимых инвестиций в освоение новых месторождений впечатляет. По оценке “Газпрома”, объем затрат до 2020 г. составляет 300-370 млрд долл. или 25-31 млрд долл. в год.
С сегодняшними размерами финансирования газодобычи эти планы несопоставимы. За последние 7 лет “Газпром” вложил в этот сектор около 27 млрд долл., т.е. менее 4 млрд в год. Кроме того, большая часть этих средств направлялась в основном на подержание добычи на действующих месторождениях. В то же время на освоение Бованенковского месторождения ежегодно выделяется немногим более 1 млрд долл.
Большая часть полученных компанией в последние годы доходов направлялись на приобретение негазовых активов (нефтедобывающих, электроэнергетических, телекоммуникационных), а также на компенсацию издержек, которые растут по мере исчерпания легкоизвлекаемого газа.
Начиная с 2009 г. “Газпром” планировал резко увеличить капитальные вложения в добычу и транспортировку газа до требуемых 25 млрд долл. в год. Однако его способность найти средства вызывает сомнения.
Первое препятствие – стремительно растущий долг. Если в 2000 г. он составлял 13,5 млрд долл., то к началу 2008 г. превысил 60 млрд. Эта сумма соответствует 2/3 годовой выручки компании и превышает 3/4 текущей капитализации “Газпрома”. Значительные выплаты по долгу и трудности с его рефинансированием в период финансового кризиса значительно снижают возможности компании по освоению новых месторождений.
Второй неблагоприятный фактор – рост операционных расходов компании. Например, в I квартале 2008 г., издержки “Газпрома” по МСФО выросли более чем на 33%.
Тем не менее, в последние годы компания могла себе позволить закрывать на это глаза в условиях исключительно благоприятной рыночной конъюнктуры. Как известно, экспортные цены на газ для европейских стран определяются на основе стоимости нефти и нефтепродуктов по итогам 6-9 месяцев до дня оплаты газа. Вслед за резким скачком мировых цен на нефть, газовые цены с опозданием на полгода также обновляли рекорды.
Принимая во внимание безрадостную картину последних месяцев на нефтяном рынке, который уже до нового года может вернуться к показателям 2004 г., падение цен на газ до уровня 200 долл. за 1000 куб.м выглядит вполне вероятным. Уже к весне-лету 2009 г. этот процесс сильно снизит рентабельность работы “Газпрома” и вынудит его опережающими темпами повышать стоимость газа на внутреннем рынке, сокращая при этом капвложения.
Если компания попала в достаточно тяжелое положение в условиях высоких экспортных цен, то их падение может иметь крайне неблагоприятные последствия только из-за быстро растущих издержек на добычу газа. Одновременное финансирование долговых обязательств и освоения Ямала и других месторождений в запланированном объеме в таких условиях будет почти невозможным.
Наконец, четвертая угроза финансовому состоянию монополиста исходит из Средней Азии, откуда “Газпром” закупает 60 млрд куб.м газа по ценам от 150 до 180 долл. за 1 тыс. куб.м.
Весной 2008 г. главы нефтегазовых компаний Казахстана, Узбекистана и Туркмении объявили о переходе на цены, привязанные к европейским, что также отрицательно повлияет на рентабельность работы “Газпрома”.
Подробнее о том, смогут ли помочь среднеазиатские поставки газа преодолеть кризис газоснабжения в России, читайте в следующих публикациях.
Публикации по теме:25.11.2008
рубрики: Аналитика.
