Живой журнал | Обзор рынка | Особое мнение

Много долгов, мало гибкости

11 января 2016  Источник / http://giovanni1313.livejournal.com/

Данные из свежего Non-farm Employment Report.

Много долгов, мало гибкости


В декабре занятость в американском нефтегазе продолжила снижение, потеряв 0,5% к предыдущему месяцу. Сокращение от максимума (окт. 14) составило 9,2%. По сравнению с кризисом 2008 темп сокращений более высокий.
Средняя продолжительность рабочей недели также несколько сократилась. Зато с лета 2015 темпы роста часового заработка увеличиваются. В ноябре 2015 рост составил +7,2% по сравнению с прошлым годом. По экономике в целом – лишь +2,4%.

Таким образом, в целом по отрасли расходы на оплату труда удается удерживать на уровне 96% от недавнего максимума (февраль 2015). Это не слишком значительное снижение, сейчас расходы соответствуют октябрю 2014.

Тяжело компаниям резать операционные издержки, что и говорить. Нет у них доброй волшебницы Эльвиры, которая одним взмахом палочки девальвирует все проблемы.

Инвестиции режут, и режут хорошо. Financial Times пишет, что доход от размещения акций во второй половине 2015 уменьшился в 4,5 раза по сравнению с 1 половиной. Средства от размещения облигаций – в 5,2 раза. Причем в 1 половине уже было неслабое снижение к прошлому году.

Как говорится, спрос рождает предложение. В данном случае – никто не горит желанием финансировать сланцевую индустрию. Сейчас ок. 99 млрд. долл. (по номиналу) бондов энергетических компаний торгуется выше уровней distressed. Декабрьское значение Liquidity Stress Index для нефтегаза – 19,6% против 4,5% на конец 2014.

Основная масса добывающих компаний – 80% по данным Evercore ISI – планируют расходы в пределах своего кэш-флоу. В прошлом году таких было 55%. Поскольку небольшие компании являются наиболее зависимыми от внешнего финансирования, мы вправе предположить, что дальнейший отказ от привлечения средств окажет непропорционально большее влияние на объемы ввода новых скважин.

Хеджи практически отработали своё. По данным IHS Energy, в 2015 было хеджировано 60% добычи, в 2016 – лишь 10%. Хеджировать по уровням 2015 производителям, понятно, не очень хотелось. Надеялись на разворот в 2016. Год начинается весело, но надежда еще остается…

В условиях падения выручки и сокращения внешнего финансирования львиная доля кэш-флоу будет идти на обслуживание долга. Вот, кстати, хороший график, пускай и немножко старый:

Много долгов, мало гибкости


Синие столбики – это чистый долг, приходящийся на 1 баррель резервов (по левой шкале). А теперь вспоминаем, что резервы при $100 за бочку и при $33 за бочку – это, как говорят в Одессе, две большие разницы. Согласно правилам Securities and Exchange Commission, резервами признаются активы, которые были бы прибыльными при определенной цене нефти. Цена эта рассчитывается как среднее арифметическое на первый день каждого месяца в прошлом календарном году. В 2015 это значение составляло $94. В 2016 - $51.

Нефтедобытчикам приходится списывать резервы. Величина списаний варьирует от компании к компании; Bloomberg дает цифры для трех из них: 33%, 40%, 45%. Это значит, что долговая нагрузка в расчете «на баррель» увеличивается пропорционально.

Заметим, что немалая часть этих резервов никак не освоена – это может быть просто лицензия на разработку, и до начала работ могут быть годы и годы. Заметим, что даже работающая скважина «отдает» свои резервы в течение длительного промежутка времени, несколько лет. Это дает нам понимание того, что значат текущие уровни цен для американских сланцевых компаний.

Таким образом, с начала 2016 «бумажная», балансовая долговая нагрузка нефтедобытчиков одномоментно и резко возрастет, еще более ограничивая возможности по привлечению средств. Что может означать ограничение инвестиционных бюджетов рамками кэш-флоу? За первую половину 2015 независимые компании в нефтегазе инвестировали на $32 млрд. больше потока кэш-флоу. В то время как за весь 2014 превышение лишь немногим больше – $37,7 млрд. Именно такой внушительной финансовой поддержкой и обеспечена относительная устойчивость уровня добычи нефти, которую мы наблюдаем в последнее время.

Кстати, о пузырях:

Много долгов, мало гибкости


Все столбики на этом графике – это результат усреднения за последние 4 квартала. То есть крайние 83% кэш-флоу, идущие на обслуживание долга отражают, во-первых, период июль 14 – июнь 15, во-вторых, выгодное для производителей хеджирование, и в-третьих, в среднем меньшую долговую нагрузку, чем на конец июня прошлого года. То есть представьте себе это отношение уже именно для 2 кв. 2015., когда бочка WTI стоила 58 долларов. Представьте его для 4 кв. 2015, когда она стоила уже 42 доллара...

40 добывающих американских компаний, обанкротившихся в прошедшем году, служат хорошим напоминанием о том, что кассовые разрывы – это вполне себе обыденная реальность для отрасли. Без хеджей и с таким «хорошим» началом 2016 тенденция должна продолжиться. Fitch насчитал 7,2% default rate в high-yield облигациях в 2015. Ожидалось 11%. Производители всё-таки сильно увеличили эффективность в прошлом году. Но ближе концу года рост эффективности почти прекратился. Остается надеяться на рост цен.

Пока отрасль снабжалась финансированием, можно было инвестировать в новые объекты, невзирая на динамику WTI. Теперь немногие рискнут агрессивно вкладываться в новую добычу. Это выбор между будущим кэш-флоу (по неопределенной цене) и сегодняшним уверенным уровнем ликвидности. А последнее – это и котировки, и возможность рефинансировать долги.
И средства для приобретения активов. Банкротства продолжатся, где-то менеджмент предпочтет не доводить до этого и подороже продаться – сейчас время для консолидации отрасли. Фокус смещается от сверления дырок в земле и повышения проницаемости пород в сторону M&A. Дырок в земле и так уже понасверлено немало.

А M&A из кэш-флоу не особо профинансируешь, разве что какие-то совсем мелкие объекты по масштабам компании. Отсюда и показной оптимизм нефтедобытчиков. Reuters пишет забавные вещи про закрытую для прессы энергетическую конференцию в Майами. Оказывается, инвесторы оказались не удовлетворены настроением добывающих компаний. Цитата: «Инвесторы ожидали увидеть ужас и трепет нефтедобытчиков». А те вещали про свою «гибкость» и «приспособленность к $50 за бочку». На вопрос: ребята, вы давно на котировки смотрели? Как насчет $35 за бочку? – производители ничего вразумительного ответить не смогли. Нечем им порадовать инвесторов при $35 за бочку. А график в начале поста неплохо иллюстрирует их «гибкость».

Тем не менее, нефтедобытчики должны излучать оптимизм, как цезий-137 – бета-частицы. Чтоб аж светились в темноте. Потому что пузырь. Потому что король не голый – у него просто костюмчик очень тонкой работы от самых модных дизайнеров, сделанный по наисовременнейшим, революционным технологиям.
Медиа тоже нравится новое платье короля. Заголовок: «Moody’s: $42 за бочку достаточно для покрытия издержек». Правда, в самой статье затем пишут, что $42 – это медианный breakeven. То есть ровно половине компаний $42 за баррель как раз недостаточно – они в минусе. А в свете текущих уровней цен интересна еще одна находка – средние процентные издержки составили $5,6 за баррель. По итогам первой половины 2015. Про Liquidity Stress Index во второй половине 2015 см. выше.

Наконец, самая интересная цифра – средняя стоимость увеличения резервов. Она составила $49,27. Медианная – $26,1. То есть это означает, что и наличие перспективных для инвестирования объектов сейчас сильно ограничено.

Что снижение инвестиций в добычу означает для объемов добываемой нефти? Сейчас (ноябрь 2015) ежемесячное падение дебита существующих скважин на 4 крупнейших сланцевых месторождениях эквивалентно 337 тыс. б/д за месяц, или 6,9%. На трех месторождениях – Игл Форд, Баккен, Ниобрара – относительный темп вырос к концу 2015.

Много долгов, мало гибкости


Те 670-675 буровых, работавших в августе 2015, должны это снижение закрывать в ноль. В первую неделю января 2016 на нефть работало 516 буровых. Это снижение на 23%. Есть еще вопрос производительности – я не представляю, как такие вещи можно прогнозировать.
Но одновременно есть и вопрос о том, как рост первоначального дебита соотносится с оценочными извлекаемыми запасами на скважину (EUR). Поскольку у нас есть причины связывать возросшие темпы падения дебита с улучшением отдачи на первых месяцах. То есть отдача от скважины идет быстрее, но оценку производительности буровых стоит всё-таки проводить, исходя из накопленной добычи за весь жизненный цикл скважины.

При сохранении текущих уровней цен количество буровых на нефтяных месторождении должно падать далее, хотя вряд ли это сокращение превысит 15% с начала года. Причины могут возникнуть разве что финансовые, а не производственные – например, серия крупных банкротств и критическое ужесточение доступа к кредиту.

Есть еще один фактор – это оффшорная добыча в Мексиканском заливе. Рост добычи здесь за год составил +260 тыс. б/д, что фактически перекрыло падение добычи на сланцевых месторождениях. Ранее был запланирован пуск нескольких проектов до конца 2016. Сложно сказать, не будут ли они заморожены. Хотя в перспективе они вряд ли добавят больше 90 тыс. б/д на среднесрочной перспективе.

В целом я бы не ждал сильного снижения уровня добычи нефти в США в ближайшие 6 месяцев. Верхняя планка – усредненное падение на 110 тыс. б/д в месяц. Нижняя – падение на 20 тыс. б/д в месяц. Всё это, естественно, при сохранении текущего депрессивного уровня цен. Если цены немного отрастут – добыча явно активизируется. Природный газ, кстати, уже показал разворот.

При копировании ссылка обязательна http://elitetrader.ru/index.php?newsid=277036