8 ноября 2022 БКС Экспресс | Новатэк
Главное
В свете более оптимистичного взгляда на перспективы СПГ, несмотря на санкции в отношении импорта технологий, аналитики БКС Мир инвестиций повысили целевую цену по акциям НОВАТЭКа в два раза — до 1 400 руб. Однако этот фактор, по их мнению, уже учтен рынком, что в сочетании с избыточной доходностью 6% в цене определяет рекомендацию «Держать» (ранее — «Продавать»).
• НОВАТЭК был историей роста, пока санкции не ударили по СПГ
- Импорт технологии сжижения и турбин пока крайне затруднен
- Арктик СПГ-2: ждем запуска 1-й линии, 2-я — по плану, возможна задержка 3-й
• Арктический каскад: ждем разрешения проблем и расширения
- Обский СПГ: предполагаем 2,5 млн тонн в год, 1-я линия в 2025 г., 2-я в — 2026 г.
• В фокусе жидкие углеводороды — исторически обеспечивали половину EBITDA
- Компания стабилизировала выпуск с запуском новых месторождений
• Анализ чувствительности: цена на нефть важнее спотовых цен на газ в рублях
• Оценка: целевая цена +100% до 1 400 руб., но рост уже учтен — «Держать»
В деталях
Арктический каскад может решить сложности с ростом СПГ. НОВАТЭК всегда был историей роста, пока в 2022 г. планы по производству СПГ не попали под санкции из-за потери импортного оборудования для сжижения и турбин. Решением может стать собственная технология Арктический каскад, а повышение плана производства на Ямал СПГ до 21 млн тонн указывает на то, что проблемы начального этапа на 4-й линии, возможно, были решены.
По словам менеджмента, у компании есть почти все основное оборудование для Арктик СПГ-2. Мы предполагаем, что 1-я и 2-я линии будут запущены вовремя, но запуск 3-й линии может быть отложен до 2027 г. Окончательное инвестрешение по Обскому СПГ, который будет построен на Арктическом каскаде, может быть принято в 2023 г., а запуск 1-й и 2-й линий мощностью 2,5 млн тонн в год возможен в 2025 г. и 2026 г. соответственно.
Жидкие углеводороды — важность для компании. Хотя НОВАТЭК позиционирует себя как газовую компанию, исторически на жидкие углеводороды приходится половина EBITDA. Всплеск добычи нефти около 2015 г. сходит на нет, но производство конденсата останется ключевым источником прибыли, чему способствует стратегия добычи очень жирного газа в ачимовских и юрских отложениях. Хотя на долю конденсата приходится лишь около 13% углеводородов жирного газа, он генерирует половину выручки. Отметим, что выпуск жидких углеводородов стабилизировался с запуском Ево-Яхинского (май 2022 г.) и Северо-Русского (2019 г.) месторождений.
Анализ чувствительности: цена на нефть важнее спотовых цен на газ в рублях. Внешние факторы, влияющие на прибыль НОВАТЭКа, можно распределить следующим образом:
• цены на нефть, которые определяют не только стоимость производства жидких углеводородов НОВАТЭКа, но и около 75% газа, реализуемого Ямал СПГ
• спотовые цены на газ в Европе/Азии менее важны, но рекордно высокие цены на газ в ЕС поддержат P&L НОВАТЭКа за счет Ямал СПГ, поскольку 25% продаж газа осуществляются по ценам на хабе
• более крепкий рубль оказывает довольно скромное, но положительное влияние на прибыль НОВАТЭКа в долларах.
Оценка: Наш оптимизм в отношении перспектив СПГ только оправдывает текущую цену. Мы возвращаем в модель значительный рост СПГ, добавляем 2-ю и 3-ю линии Арктик СПГ-2 и Обский СПГ мощностью 5 млн т в год, предполагая разрешение проблем с надежностью Арктического каскада и успешное расширение до линий среднего размера. Мы скорректировали оценки динамики спотовых цен в Европе, что привело к повышению краткосрочного прогноза прибыли. Повышаем целевую цену на 100% до 1 400 руб. за акцию, но рост уже заложен. При избыточной доходности 6% повышаем рекомендацию до «Держать» (ранее — «Продавать»).
Инвестиционная история — ключевые графики
Риски для инвестиционного кейса — негативные
• Отказ Европы от российского СПГ: вероятность — средняя/низкая, влияние — низкое
Несмотря на риторику и заявленные политические цели, Европа вряд ли сочтет возможным полностью отказаться от российского СПГ. Даже в этом случае отказ приведет лишь к перераспределению глобальных потоков СПГ, при этом СПГ НОВАТЭКа, скорее всего, пойдет в Азию, а в Европе его заменят другие поставщики.
Риски для инвестиционного кейса — позитивные
• Подтвержденные улучшения на Арктическом каскаде: вероятность — средняя/высокая, влияние — среднее
Подтверждение в рамках нашего инвестиционного горизонта (12 месяцев) того, что НОВАТЭК решил проблемы с надежностью технологии, которые были обнаружены на 4-й линии Ямал СПГ, и увеличил ее мощность на Обском СПГ до 2,5 млн т в год, станет позитивным катализатором для акций.
Ключевые изменения — более оптимистичный взгляд на цены на СПГ
Мы внести исключительно позитивные изменения в наши прогнозы EBITDA, чистой прибыли и размера дивиденда на акцию на 2022–2024 гг. в основном в связи с повышением наших оценок относительно того, насколько P&L НОВАТЭКа подвержен влиянию рекордно высоких цен на газ в Европе и как долго такие ценовые уровни могут сохраняться в течение следующих двух лет.
Оценка — только «Держать», вопреки перспективам роста
Наша целевая цена для НОВАТЭКа по DDM повышена на 100%, с 700 до 1 400 руб. за акцию, поскольку мы возвращаем в нашу модель значительный рост СПГ, и наш взгляд становится более оптимистичным в отношении способности компании генерировать огромную прибыль в краткосрочной перспективе на фоне рекордно высоких цен на газ в Европе и Азии. Таким образом, мы всего лишь приближаемся к текущей рыночной цене и, учитывая избыточную доходность 6%, повышаем рекомендацию по бумаге до «Держать».
Инвестиционный кейс компании
НОВАТЭК — второй крупнейший производитель газа в России, крупнейший независимый производитель газа и СПГ в стране. Деятельность компании сосредоточена в основном газодобывающем регионе Западной Сибири — Надым-Пур-Тазовском районе, а также на полуостровах Ямал и Гыдан.
НОВАТЭК владеет 50%-ной долей крупнейшего в России проекта Ямал СПГ номинальной мощностью 17,4 млн тонн в год (по факту — до 21 млн тонн в год). Компания также разрабатывает ряд амбициозных новых проектов, в основе которых — обширный портфель лицензий на разведку, в том числе реализуемый проект Арктик СПГ-2 мощностью 19,8 млн тонн в год, и планирует увеличить совокупный объем производства СПГ до 70 млн тонн в год к 2030 г.
В области переработки к значимым активам НОВАТЭКа относятся Пуровский завод по переработке газового конденсата в Западной Сибири (260 тыс. барр./сутки) и комплекс по фракционированию и перевалке стабильного газового конденсата в порту Усть-Луга на Балтийском море (140 тыс. барр./сутки).
В настоящее время НОВАТЭК с учетом доли в Ямал СПГ производит около 80 млрд куб. м/год газа и 270 тыс. барр./сутки жидких углеводородов. Доказанные запасы НОВАТЭКа составляют 16,4 млрд бнэ (баррель нефтяной эквивалент — прим. ред.), запасы категории 2P (доказанные и вероятные) — 29 млрд бнэ, включая долю в ряде СП, из которых около 90% приходится на газ и 10% — на жидкие углеводороды. У компании есть доказанные запасы газа и жидких УВ на 26 и 15 лет, запасы категории 2P — на 45 и 29 лет, а значит, высокие амбиции
Три вещи, которые должен знать инвестор
Цель этого относительно небольшого отчета — помочь инвесторам понять ключевые факторы стоимости акций НОВАТЭКа и кратко обозначить поток новостей в контексте бизнес-модели компании. В дополнение к обычному анализу, необходимому перед принятием инвестиционного решения, в этом отчете мы выделяем три вещи, которые, по нашему мнению, инвестор должен знать и понимать, прежде чем покупать акции НОВАТЭКа.
(1) Рост как ключевой фактор оценки, в основе роста — СПГ, а в основе роста производства СПГ — Арктический каскад. Стоимость акций НОВАТЭКа в значительной степени зависит от способности компании возродить долгосрочную модель роста. В основе планов роста на 2020 гг. — амбициозные проекты СПГ и обширная ресурсная база компании на полуостровах Ямал и Гыдан. Однако международные санкции заблокировали импорт критически важного крупного оборудования для сжижения, которое позволило бы извлечь эти ресурсы.
Это серьезное препятствие для строительства крупномасштабных проектов СПГ. Вместе с тем перспективы на этом фронте улучшаются, поскольку НОВАТЭК, по всей видимости, сможет завершить все три линии Арктик СПГ-2, и у компании есть собственная технология сжижения Арктический каскад — достаточно хорошо проработанная для того, чтобы продвигать Обский СПГ.
(2) Жидкие углеводороды — ключевой драйвер доходов. Многие не осознают значимость производства жидких углеводородов для этой газовой компании. Хотя всплеск добычи нефти в середине прошлого десятилетия сейчас ослабевает, добыча конденсата есть и останется ключевым источником прибыли для компании в будущем. Ключевой аспект в этой связи — усиление фокуса на более глубоких и плотных горизонтах, особенно на ачимовские и юрские залежи, которые содержат очень жирный газ.
(3) Анализ чувствительности — цены на нефть и газ, рубль. Три основных внешних фактора, влияющих на прибыль НОВАТЭКа, можно распределить по степени значимости: цены на нефть (через ¾ продаж СПГ и производства основных жидких углеводородов), далее следуют спотовые цены на газ в Европе/Азии (25% продаж СПГ), в то время как подверженность влиянию курса рубля минимальна (более сильный рубль = чуть более высокая прибыль в долларах).
Модель НОВАТЭКа — рост за счет СПГ
С первых дней существования в качестве публичной компании бизнес-модель НОВАТЭКа опиралась на слово рост. Первоначально он был в основном обусловлен увеличением добычи газа и конденсата. С 2007 по 2016 гг. добыча газа увеличивалась в совокупности на 10% в год, жидких углеводородов — на 20%. Впоследствии спад на ключевых месторождениях и ограниченный портфель новых месторождений в основных регионах привели к снижению добычи трубопроводного газа (-3% в год) и стабилизации добычи жидких углеводородов.
Однако с запуском первой очереди Ямал СПГ в конце 2017 г. чистый объем производства НОВАТЭКа снова начал расти, на этот раз за счет высокорентабельного экспорта СПГ, что помогло поддержать общий рост производства в 2015–2021 гг. на уровне 3%, несмотря на падение добычи трубопроводного газа. Далее мы более детально рассмотрим каждый из этих ключевых сегментов.
Описание сегментов
Мы разбили EBITDA на ключевые сегменты — трубопроводный газ, жидкие углеводороды (нефть и конденсат) и СПГ, чтобы расставить приоритеты при обсуждении бизнеса компании. Примечательно, что жидкие углеводороды долгое время составляли крайне важную часть бизнес-модели НОВАТЭКа (считается газовой компанией), обеспечивая около половины EBITDA за последнее десятилетие, а в последние годы появился сегмент СПГ как большой новый источник роста доходов на следующее десятилетие или более.
Трубопроводный газ
За пределами Ямал СПГ основная часть производства углеводородов НОВАТЭКа (около 65 млрд куб. м из 8 0млрд куб. м в 2021 г., или 65% от общего объема добычи в баррелях нефтяного эквивалента), традиционно приходилась на природный газ, добываемый в Надым-Пур-Тазовском районе Западной Сибири и поставляемый российским потребителям по трубопроводу.
Внутренние цены реализации газа фактически привязаны к регулируемой локальной цене Газпрома, которую российские регулирующие органы удерживали на низком и в целом стабильном уровне в течение многих лет. С учетом налогов на добычу и сборов за транспортировку через газопровод высокого давления Газпрома, и даже принимая во внимание относительно небольшие операционные расходы, доля трубопроводного газа в EBITDA намного ниже его доли в добыче — всего, по нашим оценкам, около 18% от общего объема в 2021 г.
Несмотря на относительно небольшую долю, сегмент трубопроводного газа выполняет для НОВАТЭКа две ключевые функции.
• Во-первых, как мы обсудим ниже, добыча жирного газа (относительно высокое содержание жидких УВ) обеспечивает большой объем высокомаржинальных жидких углеводородов (пропан, бутан, этан, конденсат).
• Во-вторых, хотя генерирование EBITDA в сегменте газа относительно низкое, в рублевом выражении показатель довольно стабильный, учитывая уверенность менеджмента в способности покрыть основные операционные расходы компании даже в периоды очень низких мировых цен на нефть и газ. Таким образом, мы полагаем, что менеджмент продолжит разработку новых месторождений и альтернативных горизонтов в основном регионе добычи, чтобы поддерживать добычу газа на текущем уровне.
Жидкие углеводороды — ценность жирного газа
На рис. 9 мы показываем, как НОВАТЭК стал более ориентирован на жидкие углеводороды, начиная примерно с 2014 г., когда наблюдался быстрый рост добычи сначала конденсата, а затем и нефти — до примерно 250 тыс. баррелей в сутки на сегодняшний с 95 тыс. баррелей в сутки в 2013 г., даже несмотря на незначительный рост добычи газа (и то в основном за счет запуска Ямал СПГ в 2017 г).
Хотя объем производства жидких углеводородов в 2021 г. (около 270 тыс. баррелей в сутки) составил лишь 20% от общего объема добычи в баррелях нефтяного эквивалента, на этот сегмент обычно приходилась половина EBITDA компании в основном из-за высокой рентабельности этих продуктов при разработке месторождений газа с относительно высоким содержанием жидких углеводородов.
Значимость жирного газа в структуре доходов НОВАТЭКа проиллюстрирована на рис. 10, где показано относительное значение конденсата по сравнению с самим газом.
• В среднем с 2015 г. в природном газе НОВАТЭКа содержится около 110 г конденсата на каждый куб. м сухого газа (рис. 4).
• Сухой газ, очищенный от конденсата, продается на внутреннем рынке газа вблизи регулируемой цены Газпрома около 4 500 руб. за тыс. куб. м, или порядка $74 за тыс. куб. м, или $12 за бнэ.
• Для сравнения: относительно небольшая жидкая часть жирного газа оценивается на мировых рынках примерно в $90 за барр. в текущих условиях, или в 7 раз выше стоимости газа на бнэ.
• Таким образом, на взвешенной основе стоимость единицы жирного газа в настоящее время делится примерно 50/50 между жидкими УВ и сухим газом, несмотря на то, что жидкие углеводороды составляют только 13% объемов в расчете на бнэ.
В фокусе — глубокие залежи жирного газа. Повышение уровня зрелости на основных месторождениях, в частности на гигантском Юрхаровском газоконденсатном месторождении, заставило НОВАТЭК искать не только новые месторождения, но и более труднодоступные горизонты на действующих месторождениях. Так, НОВАТЭК стал ориентироваться на более глубокие и трудноизвлекаемые пласты, такие как юрский и ачимовский, применяя тот же подход, который используется в США для добычи газа и нефти из сланцевых пластов — сочетание горизонтальных скважин и разрыва пласта.
Газ в этих горизонтах в несколько раз более жирный, чем более легко извлекаемый газ в поверхностных залежах, что объясняет резкое увеличение содержания жидких УВ в добываемом газе — с 75 г до 110 г/куб. м в последние годы. Действительно, содержание жидких УВ на некоторых из этих глубоких залежей превышает 350 г/куб. м).
Значение нефти снижается. За последние семь лет производство конденсата существенно увеличилось за счет добычи нефти, которая выросла с 10–15 тыс. баррелей в сутки в период до 2013 г. до 95 тыс. баррелей в сутки в 2016 г. после запуска нескольких новых участков с налоговыми льготами. Однако эти месторождения стали зрелыми, налоговые льготы истекли, и НОВАТЭК не особо замотивирован заменять их новыми нефтяными месторождениями. Мы ожидаем, что в ближайшие годы значимость нефти уменьшится по сравнению с конденсатом.
Новые месторождения — стабилизация добычи жидких углеводородов. НОВАТЭК боролся за поддержание добычи жидких углеводородов в период быстрого наращивания добычи до января 2016 г. Помимо добычи глубокого жирного газа, компания также запускает новые месторождения. В частности, Северо-Русский кластер был запущен в конце 2019 г. и к 2023 г. должен выйти на мощность более 13 млрд куб. м/год газа, к 2024 г. — 2,4 млн т/год (около 50 тыс. баррелей в сутки).
Из недавних событий отметим, что в мае этого года было запущено Ево-Яхинское месторождение, которое должно добавить к добыче в ближайшее время 4 млрд куб. м/год и 1,3 млн т/год (28 тыс. баррелей в сутки). Программа геологоразведки НОВАТЭКа в традиционном регионе добычи — Надым-Пур-Тазовском районе — остается активной, и мы ожидаем, что в ближайшие годы будет открыто, разведано и введено в эксплуатацию больше месторождений разного размера, что позволит сохранить общий объем производства на стабильном уровне, поскольку добыча на более зрелых месторождениях закономерно снижается.
Переработка жидких углеводородов. В сегмент жидких углеводородов также входят два перерабатывающих актива: Пуровский завод по переработке газового конденсата в Западной Сибири и комплекс по фракционированию и перевалке стабильного газового конденсата в порту Усть-Луга на Балтийском море. Пуровский завод стабилизирует газовый конденсат, улавливая этан, бутан, пропан и другие легкие фракции до того, как их можно будет выделить из смеси, входящей в состав ШФЛУ, что позволяет не терять их, а продавать как отдельный продукт. Комплекс в Усть-Луге затем перерабатывает стабильный конденсат — по сути, очень легкую сырую нефть — в более ценные продукты, в первую очередь нафту (около 63% объема), авиатопливо (15%) и газойль (10%).
СПГ — под давлением, но рост возможен
В модели роста НОВАТЭКа в последние приблизительно 15 лет все больше преобладает СПГ. С 2009 г. компания получила большое количество лицензий на разведку и добычу на полуостровах Ямал и Гыдан, начиная с Южно-Тамбейского месторождения мощностью 1,25 трлн куб. м в том году и далее Утреннего с 2 трлн куб. м (Арктик СПГ-2) и большого числа других потенциальных месторождений и лицензионных участков. К сожалению, с начала кризиса на Украине модель роста на базе СПГ оказалась под прямой угрозой из-за международных санкций, в частности, запрещающих экспорт в Россию оборудования для сжижения газа и тем самым осложняющих запуск новых СПГ-проектов.
Существующие планы в сегменте СПГ
К СПГ-проектам НОВАТЭКа относятся пять масштабных и небольшое число менее крупных проектов. Все они разрабатываются на основе значительных доказанных и вероятных запасов полуостровов Ямал и Гыдан.
• Ямал СПГ — флагманский СПГ-проект НОВАТЭКа. Разрабатываемый на базе Южно-Тамбейского месторождения с запасами 1,25 трлн куб. м Ямал СПГ номинальной мощностью 17,4 млн т/год (фактически около 21 млн т/год) включает три крупномасштабных линии по 5,5 млн т/год на основе технологии Linde и меньшую по мощности линию (около 1 млн т/год) на основе собственной технологии НОВАТЭКа Арктический каскад. Линии 1–3 были запущены в 2017–2018 гг., причем последняя была введена в эксплуатацию на целый год раньше графика.
Выполнение СПГ-проекта в рамках бюджета и с существенным опережением графика в отрасли случается очень редко и говорит о высокой операционной эффективности НОВАТЭКа и партнеров. Отметим, что еще и по причине работы в очень холодном регионе эффективность линий на самом деле значительно выше проектной мощности, и CEO НОВАТЭКа Леонид Михельсон недавно говорил, что добыча в 2022 г. будет составлять около 22 млн т.
• Арктик СПГ-2 — разрабатываемый СПГ-проект. Этот проект, реализуемый на базе месторождения Утреннее с запасами 2 трлн куб. м, рассчитан на 19,8 млн. т/год и состоит из трех линий мощностью 6,6 млн т/год на базе технологии Linde, каждая из которых после постройки будет помещена на гравитационную платформу (большая бетонная баржа) и отбуксирована на Гыданский полуостров.
1-я линия в основном готова и должна быть введена в эксплуатацию в конце 2023 г. 2-я — готова частично и должна быть достроена в конце 2024 г. 3-я — находится на самых первых этапах строительства, планируемая дата пуска — 2026 г. В НОВАТЭК отмечали, что все оборудование для сжижения газа для всех трех линий было получено до лета этого года, но некоторые импортные составляющие, например, большие турбины, как мы полагаем, нужно будет менять на местные, менее габаритные, и на реинжиниринг проекта линий потребуется дополнительное время и инвестиции.
Мы полагаем, что 1-я и 2-я линии, вероятно, будут готовы в срок, но у нас меньше уверенности насчет 3-й — допускаем, что ее завершение может задержаться на год, когда в проект будут внесены турбины российского производства.
• Обский СПГ — подтверждает, что Арктический каскад может работать в большом масштабе. Обский СПГ — проект мощностью около 5 млн т/год, находящийся сейчас на стадии планирования (предпроектные работы), окончательное инвестиционное решение может быть принято в 2023 г. Разрабатываемый на базе лицензионных участков Верхнетиутейского и Западно-Сеяхинского месторождений (206 млрд куб. м), а также недавно полученных лицензионных участков Арктического и Нейтинского месторождений (413 млрд куб. м), этот проект будет располагаться на полуострове Ямал в нескольких сотнях км от Ямал СПГ.
Обский СПГ когда-то задумывался как проект по производству аммиака, но теперь в планах его переориентировать как исключительно СПГ-проект на базе технологии НОВАТЭКа Арктический каскад. Менеджмент указывал, что в проект войдут две средних СПГ-линии мощностью 2,5 млн т/год с запуском с разницей в год начиная с конца 2025 г. Мы полагаем, что этот проект будет использоваться для доработки Арктического каскада как мостик, средняя по масштабу площадка между 4-ой линией Ямал СПГ с 0,9 млн т/год и вариантом на 3,3 млн т/год, который планируется использовать в Арктик СПГ-1 или 3 к концу десятилетия.
• Арктик СПГ-1, Арктик СПГ-3 — в дальнейшем, если Обский СПГ заработает. Эти два проекта пока на самых начальных стадиях планирования. НОВАТЭК проводит программу бурения для тестирования и подтверждения запасов на нескольких лицензионных участках Гыданского полуострова и в близлежащих водах, и только по ее окончании масштаб проекта будет окончательно уточнен.
Мы не включили эти проекты напрямую в нашу модель, исходя из допущения, что, поскольку они будут в конечном итоге проводиться с использованием технологии Арктический каскад, они будут реализованы после Обского СПГ, а пока НОВАТЭК отлаживает и масштабирует технологию для полноценного использования, таким образом даты запуска придутся после 2030 г.
Относительно ценообразования на Ямал СПГ
Ямал СПГ не сильно зависит от европейских и азиатских спотовых цен, но даже при этом получит заметную поддержку на уровне рентабельности за счет рекордных мировых цен на газ. Расчет простой: менеджмент НОВАТЭКа указывал, что почти 100% номинальной мощности привязано к нефти, но любой избыточный объем производства, как на трех больших линиях на основе технологии Linde, загруженных заметно больше чем на 100% номинальной мощности, так и за счет дополнительных примерно 0,9 млн т/год 4-й линии на основе собственной технологии НОВАТЭКа Арктический каскад, можно продавать на спотовом рынке. Цена реализации для Ямал СПГ, таким образом, фактически на 75% привязана к ценам на нефть, а остальные 25% — к ценам на газовых хабах. На рис. 11 мы показываем, как это выглядит в сегодняшних ценовых условиях.
• В IV квартале 2022 г., по нашим оценкам, привязанные к нефти цены на газ составляли около $165/тыс. куб. м, тогда как цены в европейских на газовых хабах — $180/тыс. куб. м, средняя цена 75/25 — примерно $165/тыс. куб. м.
• К IV кварталу 2021 г. цены на европейских хабах выросли на 525% до $1 125/тыс. куб. м, а с привязкой к нефти — примерно вдвое до $325/тыс. куб. м, соответственно средние цены реализации, вероятно, подскочили на 210% до $525/тыс. куб. м.
• В IV квартале 2022г. мы оцениваем цены с привязкой к нефти в среднем на уровне $450/тыс. куб. м, а европейские фьючерсы на хабе TTF — около $1 500/ тыс. куб. м, тогда средняя цена при соотношении 75/25 составляет $700/ тыс. куб. м, что соответствует повышению еще на 35% к/к.
При уровне производства около 28 тыс. куб. м/год валовая выручка Ямал СПГ только от продаж СПГ, вероятно, выросла с $4,5 млрд в 2020 г. до $9 млрд в 2021 г., $18 млрд в 2022 г. — и, вероятно, останется на этом уровне в 2023 г. Даже после предложенного недавно повышения налога на прибыль для экспортеров СПГ до 32% получается, что свободный денежный поток в этом и следующем году составит $10–12 млрд. Для проекта, который стоил всего $27 млрд, это очень значительная величина, и можно говорить либо о быстром погашении долга на уровне проекта, либо о значительных дивидендах партнерам СП НОВАТЭКу, Total и проч., либо о сочетании первого и второго.
Анализ чувствительности — Обский СПГ. Мы исходим из следующих допущений по Обскому СПГ: потребности в капитале на уровне $5,2 млрд на проект мощностью 4,8 млн т/год, или $1 085/т всего, из них $750/т — исключительно на линии по сжижению газа. Цена на газ принимается на уровне 12% от цены на нефть в пересчете на $/тыс. куб. футов или 4,2x цены на нефть в пересчете на $/тыс. куб. м (т.е. при цене на нефть в районе $100 за баррель цена реализации СПГ будет составлять около $420/тыс. куб. м). Наша модель показывает IRR 28,3% в долларовом выражении и добавляет RUB 120/акц., или примерно 11%, к нашей оценке целевой цены на основе модели дисконтирования дивидендов (DDM).
Если экстраполировать эту тенденцию, каждый дополнительный млн т мощности СПГ, которые может добавить НОВАТЭК при текущих допущениях по уровню издержек и цен реализации, дает дополнительно около 24 руб. за акцию, или 2% стоимости NVTK.
• Анализ чувствительности — цены на СПГ. Если НОВАТЭК сможет согласовать более высокую цену на СПГ с Обского СПГ, скажем, наклон в 13% против рассматриваемых нами выше 12%, тогда IRR проекта вырастет до 30,7%, а его стоимость для акционеров НОВАТЭК — на 10 руб. за акцию, то есть еще на 1% к нашей целевой цене.
• Анализ чувствительности — потребность в капитале. Если издержки на линию по Обскому СПГ составят $850/т вместо $750/т, IRR снизится с 28,3% до 26,2%, а наша целевая цена по DDM будет на 10 руб. за акцию, или 1%, ниже.
Арктический каскад потенциально как Святой Грааль российского СПГ
Если НОВАТЭК и Россия реализуют свои пересекающиеся цели по СПГ, сектор, очевидно, станет в значительной степени независимым от импортных оригинальных комплектующих для линий по сжижению газа. В мире есть лишь небольшое число потенциальных поставщиков важнейших технологий для крупномасштабных СПГ-проектов. Тем не менее это не означает, что не могут появиться новые производители. Так, в небольших масштабах сжижение природного газа уже может быть налажено, и мы полагаем, что у России в целом есть база для производства оборудования для сжижения газа в средних масштабах.
Задача для НОВАТЭКа и России заключается в создании линий, которые:
(1) полностью работают на специализированных компонентах, выпускаемых в России, и/или неспециализированном оборудовании, которое легко приобрести на международном рынке
(2) могут быть легко масштабированы до уровней, при которых капиталоемкость в долларах за тонну мощности поддерживается на минимальном уровне
(3) надежны, что позволяет заводу работать не менее чем на 95% мощности круглый год
Арктический каскад НОВАТЭКа, по всей видимости, отвечает двум первым критериям: рассчитанный на двухэтапный процесс сжижения газа, Арктический каскад позволяет снизить потребности в энергии и оборудовании за счет низких температур холодного климата российской Арктики и тем самым добиться сокращения капитальных и операционных издержек в сравнении с международными аналогами. Используется на 100% российская технология — изначально это должно было помочь снизить строительные издержки, а теперь это еще и очень удачно на фоне введения международных санкций в сфере импорта сложного СПГ-оборудования.
Вместе с тем есть сложность с третьим критерием: надежность. Четвертая линия Ямал СПГ мощностью 0,95 млн т/год должна была стать первой тестовой площадкой технологии в реальных условиях. К сожалению, первый пуск, изначально запланированный на 2019 г., неоднократно откладывался, производство началось только в мае 2021 г. После запуска возникли сложности с обкаткой новой технологии, какое-то время линия работала, потом начались перебои по неизвестным причинам, после их устранения новый пуск и новые сбои через несколько дней или недель.
Мы ожидаем, что проблемы постепенно будут решаться, пока линии на основе технологии Арктический каскад не будут показывать приемлемый уровень надежности. CEO НОВАТЭКа Леонид Михельсон недавно заявил, что компания планирует потратить почти $500 млн на исследования и разработки для создания местного оборудования для сжижения газа, из этого по меньшей мере некоторая часть будет выделена на масштабирование технологии для использования на линиях мощностью 2,5 млн т/год на Обском СПГ и, вероятно, на достижение более надежной бесперебойной работы.
На самом деле многие проблемы, возможно, в целом уже решены: в конце октября Михельсон отметил, что совокупный объем производства проекта в 2022 г. составит около 21 млн т, что предполагает не только работу линий 1–3 на уровне заметно выше номинальной мощности, но и эксплуатацию 4-й — почти с полной загрузкой.
Анализ чувствительности — цены на нефть, газ и курс рубля
На рис. 12 мы показываем чувствительность прибыли НОВАТЭК к трем основным переменным: мировые цены на нефть, европейские цены на газ и валютный курс RUB/USD. Из трех этих факторов мы отмечаем особую подверженность EBITDA и чистой прибыли в долларовом выражении влиянию изменений мировых цен на нефть, а затем, почти в равной мере, валютному курсу рубля и спотовых цен на газ в Европе и Азии.
• Цены на нефть: Рост на $10/барр. = рост на 9% совокупной EBITDA. Как отмечалось выше, на жидкие углеводороды (нефть и конденсат) приходилось около 50% EBITDA НОВАТЭКа за последние 10 лет. Значительная часть производимых компанией жидких углеводородов экспортируется, а то, что продается на внутреннем рынке, фактически обеспечивает такие же показатели маржи, как и экспорт, поэтому высокая чувствительность к международным ценам на нефть не удивляет. Кроме того, около 75% продаж газа с Ямал СПГ по договорам привязаны к цене на нефть, что еще больше усиливает эффект.
• Спотовые цены на газ: снижение на 10% = совокупная EBITDA минус 3%. Поскольку лишь 25% газа Ямал СПГ продается на спотовых рынках, можно было бы ожидать лишь незначительного влияния рекордных цен в Европе и Азии. До определенной степени это верно, но экстремальные цены все же сказываются, и снижение на 10% прогноза цен реализации на 2023 г. приведет к сокращению на 3% совокупной EBITDA.
• Курс рубля: почти не влияет. Российские газовые компании обычно в незначительной степени подвержены влиянию курсовых колебаний, поскольку внутренние цены на газ привязаны к регулируемой цене Газпрома, устанавливаемой в рублях, которая, как правило, компенсирует влияние изменений курса на рублевые издержки. Следовательно, укрепление рубля к доллару на 10/$, или примерно на 17%, относительно нашей оценки приведет лишь к небольшому увеличению на 1% совокупной EBITDA.
Баланс, капзатраты и дивидендная политика
В заключение отчета несколько коротких замечаний по поводу баланса, отчета о движении денежных средств и прогнозов по дивидендам.
• Хороший баланс. На конец 2021 г. чистый долг НОВАТЭК на уровне материнской компании составлял $1,0 млрд. Кроме того, $29,5 млрд чистого долга было у СП Ямал СПГ, из них около $15 млрд, или 50,1%, можно было отнести к НОВАТЭКу. Даже с учетом этого в 2021 г. соотношение Чистый долг/ Совокупная EBITDA компании находилось на приемлемом уровне 1,3x и, по нашей оценке, должно снизиться до 0,5x в 2022 г. в результате роста прибыли при сокращении долга Ямал СПГ за счет значительных денежных потоков на фоне высоких цен, привязанных к нефти, и заоблачных спотовых цен на СПГ.
• Капзатраты будут повышенными в течение 5–7 лет. До 2018 г. капзатраты НОВАТЭКа составляли около $1 млрд в год. С тех пор они выросли приблизительно до $2,4 млрд в год на фоне строительства инфраструктуры под будущие проекты СПГ ($685 млн в год в среднем) при наращивании инвестиций в разведку и добычу для стабилизации объемов производства газа и жидких углеводородов ($1 млрд в год), прямых инвестиций в проекты СПГ (Обский СПГ и Арктик СПГ-1-3, $350 млн в год), существенном наращивании объемов разведки для подтверждения резервов по портфелю лицензий на разработку, а также инвестировании в переработку и последующие этапы цикла ($125 млн в год).
По нашей оценке, капзатраты в этом десятилетии будут в основном держаться на повышенном уровне, по мере того как компания будет инвестировать в Обский СПГ, доработку технологии сжижения газа Арктический каскад и поддержание основного производства газа и жидких углеводородов. Для целей моделирования мы допускаем, что НОВАТЭК выйдет на уровень инвестирования без проектов роста к 2030 г.
• Дивидендная политика — коэффициент 50% сохраняется, но возможен рост. С 2020 г. при реализации дивидендной политики НОВАТЭК перешел от минимального коэффициента выплат 30% скорректированной чистой прибыли (без учета в дивидендной базе курсовых разниц и других неденежных факторов) к 50% — на уровне Газпрома, Татнефти, Роснефти и ЛУКОЙЛа.
Мы ожидаем, что эта политика сохранится, компания в состоянии ее придерживаться благодаря сильному операционному денежному потоку от основной деятельности и крепкому балансу даже на фоне инвестирования значительных сумм в проекты расширения СПГ. Действительно, начиная с 2026 г., по нашей оценке, высокий денежный поток от операционной деятельности будет опережать инвестиционные возможности, таким образом выплаты начнут повышаться до 75% к 2030 г.
http://bcs-express.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
В свете более оптимистичного взгляда на перспективы СПГ, несмотря на санкции в отношении импорта технологий, аналитики БКС Мир инвестиций повысили целевую цену по акциям НОВАТЭКа в два раза — до 1 400 руб. Однако этот фактор, по их мнению, уже учтен рынком, что в сочетании с избыточной доходностью 6% в цене определяет рекомендацию «Держать» (ранее — «Продавать»).
• НОВАТЭК был историей роста, пока санкции не ударили по СПГ
- Импорт технологии сжижения и турбин пока крайне затруднен
- Арктик СПГ-2: ждем запуска 1-й линии, 2-я — по плану, возможна задержка 3-й
• Арктический каскад: ждем разрешения проблем и расширения
- Обский СПГ: предполагаем 2,5 млн тонн в год, 1-я линия в 2025 г., 2-я в — 2026 г.
• В фокусе жидкие углеводороды — исторически обеспечивали половину EBITDA
- Компания стабилизировала выпуск с запуском новых месторождений
• Анализ чувствительности: цена на нефть важнее спотовых цен на газ в рублях
• Оценка: целевая цена +100% до 1 400 руб., но рост уже учтен — «Держать»
В деталях
Арктический каскад может решить сложности с ростом СПГ. НОВАТЭК всегда был историей роста, пока в 2022 г. планы по производству СПГ не попали под санкции из-за потери импортного оборудования для сжижения и турбин. Решением может стать собственная технология Арктический каскад, а повышение плана производства на Ямал СПГ до 21 млн тонн указывает на то, что проблемы начального этапа на 4-й линии, возможно, были решены.
По словам менеджмента, у компании есть почти все основное оборудование для Арктик СПГ-2. Мы предполагаем, что 1-я и 2-я линии будут запущены вовремя, но запуск 3-й линии может быть отложен до 2027 г. Окончательное инвестрешение по Обскому СПГ, который будет построен на Арктическом каскаде, может быть принято в 2023 г., а запуск 1-й и 2-й линий мощностью 2,5 млн тонн в год возможен в 2025 г. и 2026 г. соответственно.
Жидкие углеводороды — важность для компании. Хотя НОВАТЭК позиционирует себя как газовую компанию, исторически на жидкие углеводороды приходится половина EBITDA. Всплеск добычи нефти около 2015 г. сходит на нет, но производство конденсата останется ключевым источником прибыли, чему способствует стратегия добычи очень жирного газа в ачимовских и юрских отложениях. Хотя на долю конденсата приходится лишь около 13% углеводородов жирного газа, он генерирует половину выручки. Отметим, что выпуск жидких углеводородов стабилизировался с запуском Ево-Яхинского (май 2022 г.) и Северо-Русского (2019 г.) месторождений.
Анализ чувствительности: цена на нефть важнее спотовых цен на газ в рублях. Внешние факторы, влияющие на прибыль НОВАТЭКа, можно распределить следующим образом:
• цены на нефть, которые определяют не только стоимость производства жидких углеводородов НОВАТЭКа, но и около 75% газа, реализуемого Ямал СПГ
• спотовые цены на газ в Европе/Азии менее важны, но рекордно высокие цены на газ в ЕС поддержат P&L НОВАТЭКа за счет Ямал СПГ, поскольку 25% продаж газа осуществляются по ценам на хабе
• более крепкий рубль оказывает довольно скромное, но положительное влияние на прибыль НОВАТЭКа в долларах.
Оценка: Наш оптимизм в отношении перспектив СПГ только оправдывает текущую цену. Мы возвращаем в модель значительный рост СПГ, добавляем 2-ю и 3-ю линии Арктик СПГ-2 и Обский СПГ мощностью 5 млн т в год, предполагая разрешение проблем с надежностью Арктического каскада и успешное расширение до линий среднего размера. Мы скорректировали оценки динамики спотовых цен в Европе, что привело к повышению краткосрочного прогноза прибыли. Повышаем целевую цену на 100% до 1 400 руб. за акцию, но рост уже заложен. При избыточной доходности 6% повышаем рекомендацию до «Держать» (ранее — «Продавать»).
Инвестиционная история — ключевые графики
Риски для инвестиционного кейса — негативные
• Отказ Европы от российского СПГ: вероятность — средняя/низкая, влияние — низкое
Несмотря на риторику и заявленные политические цели, Европа вряд ли сочтет возможным полностью отказаться от российского СПГ. Даже в этом случае отказ приведет лишь к перераспределению глобальных потоков СПГ, при этом СПГ НОВАТЭКа, скорее всего, пойдет в Азию, а в Европе его заменят другие поставщики.
Риски для инвестиционного кейса — позитивные
• Подтвержденные улучшения на Арктическом каскаде: вероятность — средняя/высокая, влияние — среднее
Подтверждение в рамках нашего инвестиционного горизонта (12 месяцев) того, что НОВАТЭК решил проблемы с надежностью технологии, которые были обнаружены на 4-й линии Ямал СПГ, и увеличил ее мощность на Обском СПГ до 2,5 млн т в год, станет позитивным катализатором для акций.
Ключевые изменения — более оптимистичный взгляд на цены на СПГ
Мы внести исключительно позитивные изменения в наши прогнозы EBITDA, чистой прибыли и размера дивиденда на акцию на 2022–2024 гг. в основном в связи с повышением наших оценок относительно того, насколько P&L НОВАТЭКа подвержен влиянию рекордно высоких цен на газ в Европе и как долго такие ценовые уровни могут сохраняться в течение следующих двух лет.
Оценка — только «Держать», вопреки перспективам роста
Наша целевая цена для НОВАТЭКа по DDM повышена на 100%, с 700 до 1 400 руб. за акцию, поскольку мы возвращаем в нашу модель значительный рост СПГ, и наш взгляд становится более оптимистичным в отношении способности компании генерировать огромную прибыль в краткосрочной перспективе на фоне рекордно высоких цен на газ в Европе и Азии. Таким образом, мы всего лишь приближаемся к текущей рыночной цене и, учитывая избыточную доходность 6%, повышаем рекомендацию по бумаге до «Держать».
Инвестиционный кейс компании
НОВАТЭК — второй крупнейший производитель газа в России, крупнейший независимый производитель газа и СПГ в стране. Деятельность компании сосредоточена в основном газодобывающем регионе Западной Сибири — Надым-Пур-Тазовском районе, а также на полуостровах Ямал и Гыдан.
НОВАТЭК владеет 50%-ной долей крупнейшего в России проекта Ямал СПГ номинальной мощностью 17,4 млн тонн в год (по факту — до 21 млн тонн в год). Компания также разрабатывает ряд амбициозных новых проектов, в основе которых — обширный портфель лицензий на разведку, в том числе реализуемый проект Арктик СПГ-2 мощностью 19,8 млн тонн в год, и планирует увеличить совокупный объем производства СПГ до 70 млн тонн в год к 2030 г.
В области переработки к значимым активам НОВАТЭКа относятся Пуровский завод по переработке газового конденсата в Западной Сибири (260 тыс. барр./сутки) и комплекс по фракционированию и перевалке стабильного газового конденсата в порту Усть-Луга на Балтийском море (140 тыс. барр./сутки).
В настоящее время НОВАТЭК с учетом доли в Ямал СПГ производит около 80 млрд куб. м/год газа и 270 тыс. барр./сутки жидких углеводородов. Доказанные запасы НОВАТЭКа составляют 16,4 млрд бнэ (баррель нефтяной эквивалент — прим. ред.), запасы категории 2P (доказанные и вероятные) — 29 млрд бнэ, включая долю в ряде СП, из которых около 90% приходится на газ и 10% — на жидкие углеводороды. У компании есть доказанные запасы газа и жидких УВ на 26 и 15 лет, запасы категории 2P — на 45 и 29 лет, а значит, высокие амбиции
Три вещи, которые должен знать инвестор
Цель этого относительно небольшого отчета — помочь инвесторам понять ключевые факторы стоимости акций НОВАТЭКа и кратко обозначить поток новостей в контексте бизнес-модели компании. В дополнение к обычному анализу, необходимому перед принятием инвестиционного решения, в этом отчете мы выделяем три вещи, которые, по нашему мнению, инвестор должен знать и понимать, прежде чем покупать акции НОВАТЭКа.
(1) Рост как ключевой фактор оценки, в основе роста — СПГ, а в основе роста производства СПГ — Арктический каскад. Стоимость акций НОВАТЭКа в значительной степени зависит от способности компании возродить долгосрочную модель роста. В основе планов роста на 2020 гг. — амбициозные проекты СПГ и обширная ресурсная база компании на полуостровах Ямал и Гыдан. Однако международные санкции заблокировали импорт критически важного крупного оборудования для сжижения, которое позволило бы извлечь эти ресурсы.
Это серьезное препятствие для строительства крупномасштабных проектов СПГ. Вместе с тем перспективы на этом фронте улучшаются, поскольку НОВАТЭК, по всей видимости, сможет завершить все три линии Арктик СПГ-2, и у компании есть собственная технология сжижения Арктический каскад — достаточно хорошо проработанная для того, чтобы продвигать Обский СПГ.
(2) Жидкие углеводороды — ключевой драйвер доходов. Многие не осознают значимость производства жидких углеводородов для этой газовой компании. Хотя всплеск добычи нефти в середине прошлого десятилетия сейчас ослабевает, добыча конденсата есть и останется ключевым источником прибыли для компании в будущем. Ключевой аспект в этой связи — усиление фокуса на более глубоких и плотных горизонтах, особенно на ачимовские и юрские залежи, которые содержат очень жирный газ.
(3) Анализ чувствительности — цены на нефть и газ, рубль. Три основных внешних фактора, влияющих на прибыль НОВАТЭКа, можно распределить по степени значимости: цены на нефть (через ¾ продаж СПГ и производства основных жидких углеводородов), далее следуют спотовые цены на газ в Европе/Азии (25% продаж СПГ), в то время как подверженность влиянию курса рубля минимальна (более сильный рубль = чуть более высокая прибыль в долларах).
Модель НОВАТЭКа — рост за счет СПГ
С первых дней существования в качестве публичной компании бизнес-модель НОВАТЭКа опиралась на слово рост. Первоначально он был в основном обусловлен увеличением добычи газа и конденсата. С 2007 по 2016 гг. добыча газа увеличивалась в совокупности на 10% в год, жидких углеводородов — на 20%. Впоследствии спад на ключевых месторождениях и ограниченный портфель новых месторождений в основных регионах привели к снижению добычи трубопроводного газа (-3% в год) и стабилизации добычи жидких углеводородов.
Однако с запуском первой очереди Ямал СПГ в конце 2017 г. чистый объем производства НОВАТЭКа снова начал расти, на этот раз за счет высокорентабельного экспорта СПГ, что помогло поддержать общий рост производства в 2015–2021 гг. на уровне 3%, несмотря на падение добычи трубопроводного газа. Далее мы более детально рассмотрим каждый из этих ключевых сегментов.
Описание сегментов
Мы разбили EBITDA на ключевые сегменты — трубопроводный газ, жидкие углеводороды (нефть и конденсат) и СПГ, чтобы расставить приоритеты при обсуждении бизнеса компании. Примечательно, что жидкие углеводороды долгое время составляли крайне важную часть бизнес-модели НОВАТЭКа (считается газовой компанией), обеспечивая около половины EBITDA за последнее десятилетие, а в последние годы появился сегмент СПГ как большой новый источник роста доходов на следующее десятилетие или более.
Трубопроводный газ
За пределами Ямал СПГ основная часть производства углеводородов НОВАТЭКа (около 65 млрд куб. м из 8 0млрд куб. м в 2021 г., или 65% от общего объема добычи в баррелях нефтяного эквивалента), традиционно приходилась на природный газ, добываемый в Надым-Пур-Тазовском районе Западной Сибири и поставляемый российским потребителям по трубопроводу.
Внутренние цены реализации газа фактически привязаны к регулируемой локальной цене Газпрома, которую российские регулирующие органы удерживали на низком и в целом стабильном уровне в течение многих лет. С учетом налогов на добычу и сборов за транспортировку через газопровод высокого давления Газпрома, и даже принимая во внимание относительно небольшие операционные расходы, доля трубопроводного газа в EBITDA намного ниже его доли в добыче — всего, по нашим оценкам, около 18% от общего объема в 2021 г.
Несмотря на относительно небольшую долю, сегмент трубопроводного газа выполняет для НОВАТЭКа две ключевые функции.
• Во-первых, как мы обсудим ниже, добыча жирного газа (относительно высокое содержание жидких УВ) обеспечивает большой объем высокомаржинальных жидких углеводородов (пропан, бутан, этан, конденсат).
• Во-вторых, хотя генерирование EBITDA в сегменте газа относительно низкое, в рублевом выражении показатель довольно стабильный, учитывая уверенность менеджмента в способности покрыть основные операционные расходы компании даже в периоды очень низких мировых цен на нефть и газ. Таким образом, мы полагаем, что менеджмент продолжит разработку новых месторождений и альтернативных горизонтов в основном регионе добычи, чтобы поддерживать добычу газа на текущем уровне.
Жидкие углеводороды — ценность жирного газа
На рис. 9 мы показываем, как НОВАТЭК стал более ориентирован на жидкие углеводороды, начиная примерно с 2014 г., когда наблюдался быстрый рост добычи сначала конденсата, а затем и нефти — до примерно 250 тыс. баррелей в сутки на сегодняшний с 95 тыс. баррелей в сутки в 2013 г., даже несмотря на незначительный рост добычи газа (и то в основном за счет запуска Ямал СПГ в 2017 г).
Хотя объем производства жидких углеводородов в 2021 г. (около 270 тыс. баррелей в сутки) составил лишь 20% от общего объема добычи в баррелях нефтяного эквивалента, на этот сегмент обычно приходилась половина EBITDA компании в основном из-за высокой рентабельности этих продуктов при разработке месторождений газа с относительно высоким содержанием жидких углеводородов.
Значимость жирного газа в структуре доходов НОВАТЭКа проиллюстрирована на рис. 10, где показано относительное значение конденсата по сравнению с самим газом.
• В среднем с 2015 г. в природном газе НОВАТЭКа содержится около 110 г конденсата на каждый куб. м сухого газа (рис. 4).
• Сухой газ, очищенный от конденсата, продается на внутреннем рынке газа вблизи регулируемой цены Газпрома около 4 500 руб. за тыс. куб. м, или порядка $74 за тыс. куб. м, или $12 за бнэ.
• Для сравнения: относительно небольшая жидкая часть жирного газа оценивается на мировых рынках примерно в $90 за барр. в текущих условиях, или в 7 раз выше стоимости газа на бнэ.
• Таким образом, на взвешенной основе стоимость единицы жирного газа в настоящее время делится примерно 50/50 между жидкими УВ и сухим газом, несмотря на то, что жидкие углеводороды составляют только 13% объемов в расчете на бнэ.
В фокусе — глубокие залежи жирного газа. Повышение уровня зрелости на основных месторождениях, в частности на гигантском Юрхаровском газоконденсатном месторождении, заставило НОВАТЭК искать не только новые месторождения, но и более труднодоступные горизонты на действующих месторождениях. Так, НОВАТЭК стал ориентироваться на более глубокие и трудноизвлекаемые пласты, такие как юрский и ачимовский, применяя тот же подход, который используется в США для добычи газа и нефти из сланцевых пластов — сочетание горизонтальных скважин и разрыва пласта.
Газ в этих горизонтах в несколько раз более жирный, чем более легко извлекаемый газ в поверхностных залежах, что объясняет резкое увеличение содержания жидких УВ в добываемом газе — с 75 г до 110 г/куб. м в последние годы. Действительно, содержание жидких УВ на некоторых из этих глубоких залежей превышает 350 г/куб. м).
Значение нефти снижается. За последние семь лет производство конденсата существенно увеличилось за счет добычи нефти, которая выросла с 10–15 тыс. баррелей в сутки в период до 2013 г. до 95 тыс. баррелей в сутки в 2016 г. после запуска нескольких новых участков с налоговыми льготами. Однако эти месторождения стали зрелыми, налоговые льготы истекли, и НОВАТЭК не особо замотивирован заменять их новыми нефтяными месторождениями. Мы ожидаем, что в ближайшие годы значимость нефти уменьшится по сравнению с конденсатом.
Новые месторождения — стабилизация добычи жидких углеводородов. НОВАТЭК боролся за поддержание добычи жидких углеводородов в период быстрого наращивания добычи до января 2016 г. Помимо добычи глубокого жирного газа, компания также запускает новые месторождения. В частности, Северо-Русский кластер был запущен в конце 2019 г. и к 2023 г. должен выйти на мощность более 13 млрд куб. м/год газа, к 2024 г. — 2,4 млн т/год (около 50 тыс. баррелей в сутки).
Из недавних событий отметим, что в мае этого года было запущено Ево-Яхинское месторождение, которое должно добавить к добыче в ближайшее время 4 млрд куб. м/год и 1,3 млн т/год (28 тыс. баррелей в сутки). Программа геологоразведки НОВАТЭКа в традиционном регионе добычи — Надым-Пур-Тазовском районе — остается активной, и мы ожидаем, что в ближайшие годы будет открыто, разведано и введено в эксплуатацию больше месторождений разного размера, что позволит сохранить общий объем производства на стабильном уровне, поскольку добыча на более зрелых месторождениях закономерно снижается.
Переработка жидких углеводородов. В сегмент жидких углеводородов также входят два перерабатывающих актива: Пуровский завод по переработке газового конденсата в Западной Сибири и комплекс по фракционированию и перевалке стабильного газового конденсата в порту Усть-Луга на Балтийском море. Пуровский завод стабилизирует газовый конденсат, улавливая этан, бутан, пропан и другие легкие фракции до того, как их можно будет выделить из смеси, входящей в состав ШФЛУ, что позволяет не терять их, а продавать как отдельный продукт. Комплекс в Усть-Луге затем перерабатывает стабильный конденсат — по сути, очень легкую сырую нефть — в более ценные продукты, в первую очередь нафту (около 63% объема), авиатопливо (15%) и газойль (10%).
СПГ — под давлением, но рост возможен
В модели роста НОВАТЭКа в последние приблизительно 15 лет все больше преобладает СПГ. С 2009 г. компания получила большое количество лицензий на разведку и добычу на полуостровах Ямал и Гыдан, начиная с Южно-Тамбейского месторождения мощностью 1,25 трлн куб. м в том году и далее Утреннего с 2 трлн куб. м (Арктик СПГ-2) и большого числа других потенциальных месторождений и лицензионных участков. К сожалению, с начала кризиса на Украине модель роста на базе СПГ оказалась под прямой угрозой из-за международных санкций, в частности, запрещающих экспорт в Россию оборудования для сжижения газа и тем самым осложняющих запуск новых СПГ-проектов.
Существующие планы в сегменте СПГ
К СПГ-проектам НОВАТЭКа относятся пять масштабных и небольшое число менее крупных проектов. Все они разрабатываются на основе значительных доказанных и вероятных запасов полуостровов Ямал и Гыдан.
• Ямал СПГ — флагманский СПГ-проект НОВАТЭКа. Разрабатываемый на базе Южно-Тамбейского месторождения с запасами 1,25 трлн куб. м Ямал СПГ номинальной мощностью 17,4 млн т/год (фактически около 21 млн т/год) включает три крупномасштабных линии по 5,5 млн т/год на основе технологии Linde и меньшую по мощности линию (около 1 млн т/год) на основе собственной технологии НОВАТЭКа Арктический каскад. Линии 1–3 были запущены в 2017–2018 гг., причем последняя была введена в эксплуатацию на целый год раньше графика.
Выполнение СПГ-проекта в рамках бюджета и с существенным опережением графика в отрасли случается очень редко и говорит о высокой операционной эффективности НОВАТЭКа и партнеров. Отметим, что еще и по причине работы в очень холодном регионе эффективность линий на самом деле значительно выше проектной мощности, и CEO НОВАТЭКа Леонид Михельсон недавно говорил, что добыча в 2022 г. будет составлять около 22 млн т.
• Арктик СПГ-2 — разрабатываемый СПГ-проект. Этот проект, реализуемый на базе месторождения Утреннее с запасами 2 трлн куб. м, рассчитан на 19,8 млн. т/год и состоит из трех линий мощностью 6,6 млн т/год на базе технологии Linde, каждая из которых после постройки будет помещена на гравитационную платформу (большая бетонная баржа) и отбуксирована на Гыданский полуостров.
1-я линия в основном готова и должна быть введена в эксплуатацию в конце 2023 г. 2-я — готова частично и должна быть достроена в конце 2024 г. 3-я — находится на самых первых этапах строительства, планируемая дата пуска — 2026 г. В НОВАТЭК отмечали, что все оборудование для сжижения газа для всех трех линий было получено до лета этого года, но некоторые импортные составляющие, например, большие турбины, как мы полагаем, нужно будет менять на местные, менее габаритные, и на реинжиниринг проекта линий потребуется дополнительное время и инвестиции.
Мы полагаем, что 1-я и 2-я линии, вероятно, будут готовы в срок, но у нас меньше уверенности насчет 3-й — допускаем, что ее завершение может задержаться на год, когда в проект будут внесены турбины российского производства.
• Обский СПГ — подтверждает, что Арктический каскад может работать в большом масштабе. Обский СПГ — проект мощностью около 5 млн т/год, находящийся сейчас на стадии планирования (предпроектные работы), окончательное инвестиционное решение может быть принято в 2023 г. Разрабатываемый на базе лицензионных участков Верхнетиутейского и Западно-Сеяхинского месторождений (206 млрд куб. м), а также недавно полученных лицензионных участков Арктического и Нейтинского месторождений (413 млрд куб. м), этот проект будет располагаться на полуострове Ямал в нескольких сотнях км от Ямал СПГ.
Обский СПГ когда-то задумывался как проект по производству аммиака, но теперь в планах его переориентировать как исключительно СПГ-проект на базе технологии НОВАТЭКа Арктический каскад. Менеджмент указывал, что в проект войдут две средних СПГ-линии мощностью 2,5 млн т/год с запуском с разницей в год начиная с конца 2025 г. Мы полагаем, что этот проект будет использоваться для доработки Арктического каскада как мостик, средняя по масштабу площадка между 4-ой линией Ямал СПГ с 0,9 млн т/год и вариантом на 3,3 млн т/год, который планируется использовать в Арктик СПГ-1 или 3 к концу десятилетия.
• Арктик СПГ-1, Арктик СПГ-3 — в дальнейшем, если Обский СПГ заработает. Эти два проекта пока на самых начальных стадиях планирования. НОВАТЭК проводит программу бурения для тестирования и подтверждения запасов на нескольких лицензионных участках Гыданского полуострова и в близлежащих водах, и только по ее окончании масштаб проекта будет окончательно уточнен.
Мы не включили эти проекты напрямую в нашу модель, исходя из допущения, что, поскольку они будут в конечном итоге проводиться с использованием технологии Арктический каскад, они будут реализованы после Обского СПГ, а пока НОВАТЭК отлаживает и масштабирует технологию для полноценного использования, таким образом даты запуска придутся после 2030 г.
Относительно ценообразования на Ямал СПГ
Ямал СПГ не сильно зависит от европейских и азиатских спотовых цен, но даже при этом получит заметную поддержку на уровне рентабельности за счет рекордных мировых цен на газ. Расчет простой: менеджмент НОВАТЭКа указывал, что почти 100% номинальной мощности привязано к нефти, но любой избыточный объем производства, как на трех больших линиях на основе технологии Linde, загруженных заметно больше чем на 100% номинальной мощности, так и за счет дополнительных примерно 0,9 млн т/год 4-й линии на основе собственной технологии НОВАТЭКа Арктический каскад, можно продавать на спотовом рынке. Цена реализации для Ямал СПГ, таким образом, фактически на 75% привязана к ценам на нефть, а остальные 25% — к ценам на газовых хабах. На рис. 11 мы показываем, как это выглядит в сегодняшних ценовых условиях.
• В IV квартале 2022 г., по нашим оценкам, привязанные к нефти цены на газ составляли около $165/тыс. куб. м, тогда как цены в европейских на газовых хабах — $180/тыс. куб. м, средняя цена 75/25 — примерно $165/тыс. куб. м.
• К IV кварталу 2021 г. цены на европейских хабах выросли на 525% до $1 125/тыс. куб. м, а с привязкой к нефти — примерно вдвое до $325/тыс. куб. м, соответственно средние цены реализации, вероятно, подскочили на 210% до $525/тыс. куб. м.
• В IV квартале 2022г. мы оцениваем цены с привязкой к нефти в среднем на уровне $450/тыс. куб. м, а европейские фьючерсы на хабе TTF — около $1 500/ тыс. куб. м, тогда средняя цена при соотношении 75/25 составляет $700/ тыс. куб. м, что соответствует повышению еще на 35% к/к.
При уровне производства около 28 тыс. куб. м/год валовая выручка Ямал СПГ только от продаж СПГ, вероятно, выросла с $4,5 млрд в 2020 г. до $9 млрд в 2021 г., $18 млрд в 2022 г. — и, вероятно, останется на этом уровне в 2023 г. Даже после предложенного недавно повышения налога на прибыль для экспортеров СПГ до 32% получается, что свободный денежный поток в этом и следующем году составит $10–12 млрд. Для проекта, который стоил всего $27 млрд, это очень значительная величина, и можно говорить либо о быстром погашении долга на уровне проекта, либо о значительных дивидендах партнерам СП НОВАТЭКу, Total и проч., либо о сочетании первого и второго.
Анализ чувствительности — Обский СПГ. Мы исходим из следующих допущений по Обскому СПГ: потребности в капитале на уровне $5,2 млрд на проект мощностью 4,8 млн т/год, или $1 085/т всего, из них $750/т — исключительно на линии по сжижению газа. Цена на газ принимается на уровне 12% от цены на нефть в пересчете на $/тыс. куб. футов или 4,2x цены на нефть в пересчете на $/тыс. куб. м (т.е. при цене на нефть в районе $100 за баррель цена реализации СПГ будет составлять около $420/тыс. куб. м). Наша модель показывает IRR 28,3% в долларовом выражении и добавляет RUB 120/акц., или примерно 11%, к нашей оценке целевой цены на основе модели дисконтирования дивидендов (DDM).
Если экстраполировать эту тенденцию, каждый дополнительный млн т мощности СПГ, которые может добавить НОВАТЭК при текущих допущениях по уровню издержек и цен реализации, дает дополнительно около 24 руб. за акцию, или 2% стоимости NVTK.
• Анализ чувствительности — цены на СПГ. Если НОВАТЭК сможет согласовать более высокую цену на СПГ с Обского СПГ, скажем, наклон в 13% против рассматриваемых нами выше 12%, тогда IRR проекта вырастет до 30,7%, а его стоимость для акционеров НОВАТЭК — на 10 руб. за акцию, то есть еще на 1% к нашей целевой цене.
• Анализ чувствительности — потребность в капитале. Если издержки на линию по Обскому СПГ составят $850/т вместо $750/т, IRR снизится с 28,3% до 26,2%, а наша целевая цена по DDM будет на 10 руб. за акцию, или 1%, ниже.
Арктический каскад потенциально как Святой Грааль российского СПГ
Если НОВАТЭК и Россия реализуют свои пересекающиеся цели по СПГ, сектор, очевидно, станет в значительной степени независимым от импортных оригинальных комплектующих для линий по сжижению газа. В мире есть лишь небольшое число потенциальных поставщиков важнейших технологий для крупномасштабных СПГ-проектов. Тем не менее это не означает, что не могут появиться новые производители. Так, в небольших масштабах сжижение природного газа уже может быть налажено, и мы полагаем, что у России в целом есть база для производства оборудования для сжижения газа в средних масштабах.
Задача для НОВАТЭКа и России заключается в создании линий, которые:
(1) полностью работают на специализированных компонентах, выпускаемых в России, и/или неспециализированном оборудовании, которое легко приобрести на международном рынке
(2) могут быть легко масштабированы до уровней, при которых капиталоемкость в долларах за тонну мощности поддерживается на минимальном уровне
(3) надежны, что позволяет заводу работать не менее чем на 95% мощности круглый год
Арктический каскад НОВАТЭКа, по всей видимости, отвечает двум первым критериям: рассчитанный на двухэтапный процесс сжижения газа, Арктический каскад позволяет снизить потребности в энергии и оборудовании за счет низких температур холодного климата российской Арктики и тем самым добиться сокращения капитальных и операционных издержек в сравнении с международными аналогами. Используется на 100% российская технология — изначально это должно было помочь снизить строительные издержки, а теперь это еще и очень удачно на фоне введения международных санкций в сфере импорта сложного СПГ-оборудования.
Вместе с тем есть сложность с третьим критерием: надежность. Четвертая линия Ямал СПГ мощностью 0,95 млн т/год должна была стать первой тестовой площадкой технологии в реальных условиях. К сожалению, первый пуск, изначально запланированный на 2019 г., неоднократно откладывался, производство началось только в мае 2021 г. После запуска возникли сложности с обкаткой новой технологии, какое-то время линия работала, потом начались перебои по неизвестным причинам, после их устранения новый пуск и новые сбои через несколько дней или недель.
Мы ожидаем, что проблемы постепенно будут решаться, пока линии на основе технологии Арктический каскад не будут показывать приемлемый уровень надежности. CEO НОВАТЭКа Леонид Михельсон недавно заявил, что компания планирует потратить почти $500 млн на исследования и разработки для создания местного оборудования для сжижения газа, из этого по меньшей мере некоторая часть будет выделена на масштабирование технологии для использования на линиях мощностью 2,5 млн т/год на Обском СПГ и, вероятно, на достижение более надежной бесперебойной работы.
На самом деле многие проблемы, возможно, в целом уже решены: в конце октября Михельсон отметил, что совокупный объем производства проекта в 2022 г. составит около 21 млн т, что предполагает не только работу линий 1–3 на уровне заметно выше номинальной мощности, но и эксплуатацию 4-й — почти с полной загрузкой.
Анализ чувствительности — цены на нефть, газ и курс рубля
На рис. 12 мы показываем чувствительность прибыли НОВАТЭК к трем основным переменным: мировые цены на нефть, европейские цены на газ и валютный курс RUB/USD. Из трех этих факторов мы отмечаем особую подверженность EBITDA и чистой прибыли в долларовом выражении влиянию изменений мировых цен на нефть, а затем, почти в равной мере, валютному курсу рубля и спотовых цен на газ в Европе и Азии.
• Цены на нефть: Рост на $10/барр. = рост на 9% совокупной EBITDA. Как отмечалось выше, на жидкие углеводороды (нефть и конденсат) приходилось около 50% EBITDA НОВАТЭКа за последние 10 лет. Значительная часть производимых компанией жидких углеводородов экспортируется, а то, что продается на внутреннем рынке, фактически обеспечивает такие же показатели маржи, как и экспорт, поэтому высокая чувствительность к международным ценам на нефть не удивляет. Кроме того, около 75% продаж газа с Ямал СПГ по договорам привязаны к цене на нефть, что еще больше усиливает эффект.
• Спотовые цены на газ: снижение на 10% = совокупная EBITDA минус 3%. Поскольку лишь 25% газа Ямал СПГ продается на спотовых рынках, можно было бы ожидать лишь незначительного влияния рекордных цен в Европе и Азии. До определенной степени это верно, но экстремальные цены все же сказываются, и снижение на 10% прогноза цен реализации на 2023 г. приведет к сокращению на 3% совокупной EBITDA.
• Курс рубля: почти не влияет. Российские газовые компании обычно в незначительной степени подвержены влиянию курсовых колебаний, поскольку внутренние цены на газ привязаны к регулируемой цене Газпрома, устанавливаемой в рублях, которая, как правило, компенсирует влияние изменений курса на рублевые издержки. Следовательно, укрепление рубля к доллару на 10/$, или примерно на 17%, относительно нашей оценки приведет лишь к небольшому увеличению на 1% совокупной EBITDA.
Баланс, капзатраты и дивидендная политика
В заключение отчета несколько коротких замечаний по поводу баланса, отчета о движении денежных средств и прогнозов по дивидендам.
• Хороший баланс. На конец 2021 г. чистый долг НОВАТЭК на уровне материнской компании составлял $1,0 млрд. Кроме того, $29,5 млрд чистого долга было у СП Ямал СПГ, из них около $15 млрд, или 50,1%, можно было отнести к НОВАТЭКу. Даже с учетом этого в 2021 г. соотношение Чистый долг/ Совокупная EBITDA компании находилось на приемлемом уровне 1,3x и, по нашей оценке, должно снизиться до 0,5x в 2022 г. в результате роста прибыли при сокращении долга Ямал СПГ за счет значительных денежных потоков на фоне высоких цен, привязанных к нефти, и заоблачных спотовых цен на СПГ.
• Капзатраты будут повышенными в течение 5–7 лет. До 2018 г. капзатраты НОВАТЭКа составляли около $1 млрд в год. С тех пор они выросли приблизительно до $2,4 млрд в год на фоне строительства инфраструктуры под будущие проекты СПГ ($685 млн в год в среднем) при наращивании инвестиций в разведку и добычу для стабилизации объемов производства газа и жидких углеводородов ($1 млрд в год), прямых инвестиций в проекты СПГ (Обский СПГ и Арктик СПГ-1-3, $350 млн в год), существенном наращивании объемов разведки для подтверждения резервов по портфелю лицензий на разработку, а также инвестировании в переработку и последующие этапы цикла ($125 млн в год).
По нашей оценке, капзатраты в этом десятилетии будут в основном держаться на повышенном уровне, по мере того как компания будет инвестировать в Обский СПГ, доработку технологии сжижения газа Арктический каскад и поддержание основного производства газа и жидких углеводородов. Для целей моделирования мы допускаем, что НОВАТЭК выйдет на уровень инвестирования без проектов роста к 2030 г.
• Дивидендная политика — коэффициент 50% сохраняется, но возможен рост. С 2020 г. при реализации дивидендной политики НОВАТЭК перешел от минимального коэффициента выплат 30% скорректированной чистой прибыли (без учета в дивидендной базе курсовых разниц и других неденежных факторов) к 50% — на уровне Газпрома, Татнефти, Роснефти и ЛУКОЙЛа.
Мы ожидаем, что эта политика сохранится, компания в состоянии ее придерживаться благодаря сильному операционному денежному потоку от основной деятельности и крепкому балансу даже на фоне инвестирования значительных сумм в проекты расширения СПГ. Действительно, начиная с 2026 г., по нашей оценке, высокий денежный поток от операционной деятельности будет опережать инвестиционные возможности, таким образом выплаты начнут повышаться до 75% к 2030 г.
http://bcs-express.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter