обзор рынка нефти и газа Июль

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

6.	Анализ операционной			Динамика удельных затрат на добычу по
				компаниям ($/барр.)
	деятельности нефтегазовой
				5.0
	отрасли России			4.0
6.1	Добыча			3.0
	• Во 2 кв. 2019 г. объем производства
		нефти и газового конденсата в России		2.0
				Роснефть	ЛУКОЙЛ		Газпром нефть		Татнефть
		находился на уровне 11,17 млн
				1 кв. 2018	2 кв. 2018	3 кв. 2018		4 кв. 2018		1 кв. 2019
		барр./сутки (-1,5% или -170 тыс.
		барр./сутки кв-к-кв). Основным триггером		Источник: отчетности компаний
		снижения российской нефтедобычи стало		Добыча углеводородов в России по компаниям
		выполнение обязательств в рамках									%
		соглашения «ОПЕК+». Всего к маю-июню			06.18	04.19		05.19		06.19	(06.19),
											г-к-г
		2019 г. сокращение объемов добычи от
				Нефть	11,06	11,23		11,11		11,15	+0,8%
		уровня октября 2018 г. составило		(млн.барр./
				сутки)
		260-300 тыс. барр./сутки (против
				Роснефть	4,27	4,30		4,19		4,24	-0,7%
		228 тыс. барр./сутки, предусмотренных		ЛУКОЙЛ	1,63	1,64		1,65		1,66	+1,7%
		соглашением «ОПЕК+»).		Газпром	0,78	0,78		0,82		0,82	+5,5%
				нефть
	•	Суммарные объемы производства		Сургут-	1,21	1,22		1,18		1,18	-1,8%
				нефтегаз
		нефтяных компаний во 2 кв. 2019 г.
				Татнефть	0,58	0,59		0,60		0,62	+6,2%
		сократились на ~108 тыс. барр./сутки		Газ	1,83	2,12		2,04		1,81	-1,2%
		кв-к-кв, из которых большая̒	часть
				(млрд.куб.м/
		пришлась на Роснефть. Производители		сутки)
				Газпром	1,15	1,42		1,29		н.д.	н.д.
		газового конденсата снизили добычу на		НОВАТЭК2	0,12	0,12		0,20		н.д.	н.д.
		24 тыс. барр./сутки кв-к-кв (фактор		2 Без учета долей СП
		сезонности), участники СРП, а также
				Источники: ИнфоТЭК, «Интерфакс»
		независимые и прочие компании – на
				Динамика среднесуточной добычи нефти
		27 тыс. барр./сутки и 11 тыс. барр. сутки
		кв-к-кв соответственно.		(млн барр./сутки)
	• По оперативным данным, во 2 кв. 2019 г.			11.0							6%
				10.8							4%
		среднесуточный объем добычи газа в
				10.6							2%
		России (вкл. ПНГ) достиг ~2 млрд куб. м,
				10.4							0%
		что примерно на 2% выше уровня
				10.2							-2%
		2 кв. 2018 г. (предыдущий рекорд). Доля
				10.0	апр-15 сен-15 фев-16	июл-16	дек-16 май-17		авг-18		-4%
		Газпрома в общероссийской добыче в		янв-14 июн-14 ноя-14				окт-17 мар-18		янв-19	июн-19
		январе-мае 2019 г. сохранилась на
		уровне аналогичного периода прошлого			Добыча нефти			Темп роста, % г-к-г
		года – 66% (исторические максимумы		Источники: ИнфоТЭК, Reuters, Энергетический Центр EY
		2005-2008 гг. – ~84-85%).
				(Центральная, Восточная, Юго-Восточная Европа и
				Центральная Азия)
				Динамика среднесуточной добычи газа
				(млрд куб. м/сутки)
				2.5							30%
				2.2							20%
				1.9							10%
				1.6							0%
				1.3							-10%
				1.0	апр-15 сен-15 фев-16	июл-16	дек-16 май-17	окт-17 мар-18	авг-18		-20%
				янв-14 июн-14 ноя-14						янв-19	июн-19
					Добыча газа		Темп роста, г-к-г
				Источники: ИнфоТЭК, Reuters, Энергетический Центр EY
				(Центральная, Восточная, Юго-Восточная Европа и
				Центральная Азия)

10 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943
	Июль 2019 г.
6.2	Нефтепереработка	• Экспорт нефти из России по итогам
		2 кв. 2019 г. составил 5,22 млн
	• Во 2 кв. 2019 г. наблюдалось	барр./сутки (-2% кв-к-кв). Значительное
	восстановление доходности российского	влияние на динамику экспортных
	нефтеперерабатывающего сегмента после	объемов, помимо снижения
	«сложного» первого квартала. Так,	среднесуточной добычи ЖУВ (-1,5%
	«чистая» индикативная маржа	кв-к-кв), оказал сбой в поставках нефти по
	переработки НПЗ, расположенного в	нефтепроводу «Дружба».
	европейской части России, по нашим	Динамика объемов переработки и экспорта
	оценкам, во 2 кв. 2019 г. составила
		(млн барр./сутки)
	1,7 тыс. руб./тонна (в 1 кв. 2019 г. это
	значение находилось вблизи нулевых	6.0
	отметок). Положительное влияние на	5.6
	динамику показателя оказало	5.2
	восстановление спредов по	4.8
	автомобильному бензину на европейском
		4.4
	рынке (рост более чем в 2 раза кв-к-кв), а	4.0
		2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019
	также повышение доходности поставок
	топлива на внутренний рынок (так,	кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв. кв.
		1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2
	«дисконт» по автомобильному бензину за
	период с апреля по июнь сократился с	Объем переработки		Экспорт нефти
	~20 тыс. руб./тонна до ~4-5 тыс.	Источники: ИнфоТЭК, Reuters
	руб./тонна, по дизельному топливу –
	с ~6-7 тыс. руб./тонна до менее 1 тыс.	Динамика мировых цен на нефтепродукты
	руб./тонна).	($/тонна)
	• Объем переработки в России во 2 кв.	1200
	2019 г., по оперативным оценкам,	900
	снизился на 5,1% г-к-г (-5,8% кв-к-кв),	600
	составив 5,4 млн барр./сутки (чуть более	300
	67 тыс. тонн) – минимальное квартальное	0
	значение за последние 6 лет. Ухудшение
		янв-14 июн-14 ноя-14 апр-15 сен-15 фев-16	июл-16	дек-16 май-17 окт-17 мар-18	авг-18 янв-19 июн-19
	операционной динамики (в сравнении
	г-к-г, анализ по данным за апрель-май	Мазут	Бензин 95		ДТ
	2019 г.) наблюдалось по группе заводов

	ВИНК (-4% г-к-г), а также средних	Источник: Reuters
	независимых НПЗ (-24% г-к-г, в первую	Структура выхода нефтепродуктов в России
	очередь, за счет Антипинского и
	Афипского заводов).	5М2019
				14%
	• В первое половине 2019 г. (январь-май) в
	российском нефтеперерабатывающем		36%
	сегменте сохранился тренд по снижению
	выпуска мазута (его доля в общей			27%
	структуре уменьшилась с 29% в 2014 г. до
	менее чем 17% в 2019 г.) и росту		4%
	производства «прочих» нефтепродуктов			17%
			1%
	(36% в структуре в 2019 г. против 22% в
	2014 г.). В то же время, доля моторных	5М2014
	топлив (автобензин, дизельное топливо и			13%
			22%
	авиакеросин) в нефтепродуктовой
	корзине НПЗ увеличилась незначительно:	4%
	~46% в 2019 г. против 44,5% в 2014-15 гг.
		4%		27%

29%

Бензин ДТ Мазут Авиакеросин Нафта Прочее

Источник: ИнфоТЭК

11 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

6.3Нефтесервисные услуги

•Во 2 кв. 2019 г. на фоне снижения нефтяных котировок буровая активность в мире, после достижения почти 4х-летних максимумов в феврале, замедлилась: количество действующих буровых установок составило 2186 штук в мае

2019 г.

•Нисходящая динамика в отношении действующих буровых установок США, начавшаяся в конце 2018 г., продолжает оставаться одним из ключевых трендов на фоне сокращения расходов независимыми производителями, нацеленными на операционную эффективность: так, общее количество БУ в США снизилось до минимального значения за последние 17 месяцев - 967 штук, что на 108 единиц

меньше, чем в начале года (исторический минимум – 400 штук в мае 2016 г., максимум – 1931 штук в сентябре 2014 г.). Количество пробуренных, но незаконченных скважин (DUC¹) сохраняется в США на высоком уровне (8,3 тыс. штук в мае 2019 г. или +21% г-к-г) под давлением инфраструктурных ограничений в отношении транспортировки сырья на формации Permian.

•Объемы эксплуатационного бурения в 1 кв. 2019 г. по сравнению с аналогичным периодом прошлого года изменились

несущественно (+0,6% г-к-г до 6,3 млн м) на фоне сдерживания добычи в рамках «ОПЕК+» и повышения технологичности операций (в т.ч. горизонтальное бурение). Темпы прироста разведочного бурения в России в 1 кв. 2019 г. выросли на 8% г-к-г до очередного исторического максимума

(233 тыс. м).

•В 1 кв. 2019 г. совокупные инвестиции ведущих российских ВИНК3 в национальном сегменте разведки и добычи снизились в рублях на 17% кв-к-кв и примерно на 6% г-к-г (до уровня начала 2017 г.). Лидерами по объему капитальных затрат остаются Роснефть (191 млрд руб.), ЛУКОЙЛ (65 млрд руб.) и Газпром нефть (50 млрд руб.).

Количество буровых установок в мире (штук)

4000

3000

2000

1000

0

14 14 14 14 14 14 15 15 15 15 15 15 16 16 16 16 16 16 17 17 17 17 17 17 18 18 18 18 18 18 19 19 19
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
янв-	сен янв	сен	янв	сен	янв	сен	янв	сен янв
мар майиюл	ноя	мар майиюл ноя	мар майиюл		ноя мар майиюл		ноя мар майиюл	ноя мар май-

Источники: Bloomberg, Baker Hughes

Динамика количества буровых установок в
США на конец месяца (штук)
2500
2000
1500
1000
500
0		ноя-14 апр-15 сен-15 фев-16	июл-16	дек-16
янв-14	июн-14				май-17 окт-17 мар-18	авг-18	янв-19	июн-19
Наклонно-направленные Вертикальные Горизонтальные
Источник: Baker Hughes
Проходка в эксплуатационном и разведочном
бурении в России (тыс. м)
8000								250
6000								200
4000								150
								100
2000								50
0	2012	1 кв. 2013 1 кв. 2014 1 кв.	2015	1 кв. 2016	1 кв. 2017 1 кв. 2018		2019	0
1 кв.						1 кв.
		эксплуатационное			разведочное (правая ось)

Источники: Нефтегазовая вертикаль, отчетность «Славнефть-Мегионнефтегаз»

CAPEX сегмента разведка и добыча на территории России ($ млн) 2

4000

3000

2000

1000

0

	Роснефть		ЛУКОЙЛ (РФ) Газпром нефть						Татнефть
	1 кв. 2018		2 кв. 2018		3 кв. 2018		4 кв. 2018		1 кв. 2019

Источники: отчетность компаний, Энергетический Центр EY (Центральная, Восточная, Юго-Восточная Европа и Центральная Азия)

1Drilled but uncompleted wells

2компании, отражающие затраты на сегмент в своей отчетности

3Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, Татнефть

12 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

7.Итоги работы нефтегазовых компаний России, Казахстана и мира (1 кв. 2019 г.)

7.1Россия

7.1.1Нефтяные компании

Динамика ключевых финансовых показателей

Абсолютные показатели (млрд долл. США)

Удельные показатели (долл. США)

Компания

Период

Изменение

Uralsцены

кв-к-кв

Выручка

кв-к-кв(для

годового

периодаг-к-г)

EBITDA

кв-к-кв(для

годового

периодаг-к-г)

Чистая

прибыль

кв-к-кв(для

годового

периодаг-к-г)

EBITDA/барр.

кв-к-кв(для

годового

периодаг-к-г)

/OPEXб.н.э.

кв-к-кв(для

годового

периодаг-к-г)

CAPEX

разведка( и

добыча)/барр

кв-к-кв(для

годового

периодаг-к-г)

Роснефть

1 кв. 19

-6,1%

31,9

-3,6%

8,3

12,2%

1,9

18,8%

19,9

16,4%

3,0

-3,2%

7,3

-8,8%

4 кв. 18

-9,3%

33,1

-7,5%

7,4

-24,5%

1,6

-30%

17,1

-27%

3,1

6%

8,0

2%

2018		31%	133,7	26%		33,1		38%	8,9	>100%		20,0	35%	3,1	-4%	8,5		-4%

2017		26%	106,4	38%		24,0		24%	3,8	41%		14,8	11%	3,2	28%	8,8		40%

Результаты отчетного периода (1 кв. 2019 г.)

Комментарии к результатам отчетного периода

•Выручка компании по МСФО снизилась по итогам 1 кв. 2019 г. на 3,6% кв-к-кв: падение

нефтяных котировок (на 6,1% кв-к-кв) было частично компенсировано ростом объемов

реализации нефти (+3,5% кв-к-кв) и увеличением продаж нефтепродуктов на европейском

направлении. Отметим, что компании удалось обеспечить высокие объемы реализации

нефти и нефтепродуктов, несмотря на сокращение добычи жидких углеводородов на 1% кв-к-кв (влияние соглашения «ОПЕК+»), а также уменьшение загрузки установок на НПЗ

(следствие динамики спроса).

•Очищенный доход добывающего сегмента, по нашим оценкам, вырос в 1 кв. 2019 г. на $2,4/барр. кв-к-кв (до $20,4/барр.) на фоне положительного влияния «ножниц Кудрина» (наличие временного лага между изменением цен на нефть и ставок экспортных пошлин),

в т. ч. за счет эффекта низкой базы предыдущего квартала. Маржа переработки в 1 кв. 2019 г. снижалась, однако эффект изменения внутригрупповых остатков и повышение

эффективности контроля над расходами оказали поддержку финансовым результатам

компании. Так, операционные затраты в добывающем сегменте кв-к-кв снизились на $0,1/барр., в переработке – на $0,4/барр. В результате прирост удельного показателя

EBITDA составил $2,8/барр. (до $19,9/барр.), что оказалось выше изменения

среднеотраслевого дохода в добывающем сегменте. Маржа EBITDA увеличилась с 22,4%

до 26,0%.

•Несмотря на рост показателя EBITDA с $7,4 млрд до $8,3 млрд, операционный денежный

поток, скорректированный на величину предоплат по долгосрочным договорам поставок и операций с ценными бумагами, снизился с $7,9 млрд до $6,2 млрд. Основная причина наблюдаемой динамики – это изменения в оборотном капитале в части дебиторской и кредиторской задолженностей.

•Величина свободного денежного потока (FCF) снизилась меньше по сравнению с

изменением значения операционного денежного потока ($1 млрд против $1,7 млрд) за счет сокращения капитальных вложений (CAPEX) с $3,9 до $3,2 млрд. Примерно две трети общего от итогового снижения инвестиций пришлось на сегмент «разведка и добыча»,

удельная величина CAPEX на баррель добычи нефти уменьшилась с $8,0/барр. до $7,3/барр. (в расчете на барр. н.э. добычи – $6,5/барр. н.э. и $5,8/барр. н.э.). Всего за последние 12 месяцев компания сгенерировала более $18 млрд свободного денежного потока, что позволило сократить чистый долг до уровня ниже $43,9 млрд, соотношение чистый долг/EBITDA опустилось к отметке 1,3 (для сравнения: пиковые значения данного

показателя наблюдались в 2017 г. на уровне 2,1).

13 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

7.1.1 Нефтяные компании (продолжение)

																																					Динамика ключевых финансовых показателей
											Абсолютные показатели (млрд долл. США)																									Удельные показатели (долл. США)																				Результаты отчетного периода (1 кв. 2019 г.)
Компания		Период				Изменение	Uralsценыкв-	кв-к		Выручка		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)				EBITDA				кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		Чистая	прибыль		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)			EBITDA/барр.			кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		б/OPEX.н.э.			кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		CAPEX	разведка( и	добыча)/барр.		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		Комментарии к результатам отчетного периода
ЛУКОЙЛ		1 кв. 19	-6,1%							28,0	-9%					4,5				8%					2,4				-6%				27,5			10%				3,3			-9%				6,3				-11%					• Выручка компании в 1 кв. 2019 г. снизилась на 9% кв-к-кв (до $28 млрд) на фоне падения
																																																								сырьевых котировок (-6,1% кв-к-кв) и сокращения объемов реализации нефти и
																																																								нефтепродуктов (на 0,28 млн тонн и 2,2 млн тонн соответственно).
																																																								• Показатель EBITDA на 1 барр. добычи нефти увеличился на $2,5 кв-к-кв (до $27,5/барр.):
																																																								рост среднеотраслевого дохода в сегменте «разведка и добыча» на $2,4/барр. (вследствие
		4 кв. 18	-9,3%							30,7	-12%					4,2				-12%					2,4				-10%				25,0			-12%				3,6			2%				7,1				3%					влияния временного лага по расчету пошлины и изменения ценовой конъюнктуры)
																																																								сопровождался положительным результатом от применения НДД на отдельных участках и
																																																								снижением операционных издержек (-$0,3/барр. на добычу нефти и -$0,6/барр. на
																																																								переработку). Однако этот эффект был частично нивелирован снижением маржи переработки
																																																								(следствие роста акцизов и снижения оптовых цен на внутреннем рынке, а также
																																																								отрицательного демпфера по моторным топливам). Маржа по EBITDA увеличилась с 14% до
																																																								16%.
		2018				31%				127,7		26%						17,6				23%				10,0			34%					26,7			23%				3,8			-9%				7,8				-11%				• Операционный денежный поток (ОДП), несмотря на рост EBITDA, сократился с $4,9 млрд до
																																																								$3,7 млрд кв-к-кв на фоне увеличения оборотного капитала (за счет накопления остатков
																																																								нефтепродуктов в рамках международного трейдинга, а также остатков нефти на зарубежных
																																																								НПЗ). При этом, величина свободного денежного потока снизилась меньше по сравнению с
																																																								изменением ОДП ($3,2 до $2,2 млрд) в связи с сокращением инвестиций на 14% (почти 60%
																																																								снижения приходилось на сегмент переработки),
		2017				26%				101,7		29%						14,2				30%				7,2			131%					21,6			36%				4,2			19%				8,7				24%				• Несмотря на сгенерированный компанией FCF, чистый долг компании увеличился в 5 раз
																																																								кв-к-кв (до $3,0 млрд на конец марта 2019 г.) с учетом эффекта от применения МСФО 16,
																																																								выплаты дивидендов ($1,1 млрд), выкупа акций компании в рамках реализуемой программы
																																																								buyback ($1,1 млрд), а также приобретения лицензий и финансовых активов. В результате,
																																																								показатель чистый долг/EBITDA составил 0,2х.
Газпром		1 кв. 19	-6,1%							9,2	-11%					3,0				8%					1,6				39%				26,4			12%				3,3			-10%				6,7				-27%					• Несмотря на увеличение объемов реализации нефти за счет экспорта с Новопортовского и
нефть																																																								Приразломного месторождений (+4,7% кв-к-кв при сокращении добычи ЖУВ на 4,3% кв-к-кв),
																																																								валовая выручка компании в 1 кв. 2019 г. упала на 11% кв-к-кв (до $9,2 млрд). Помимо
																																																								снижения нефтяных котировок (-6,1% кв-к-кв) негативное влияние оказало сокращение
																																																								объемов реализации нефтепродуктов (-1,15 млн тонн кв-к-кв) в связи сезонным снижением
																																																								спроса на них и проведением плановых ремонтов на НПЗ.
		4 кв. 18	-9,3%							10,3	-5%					2,8				-26%					1,2				-42%							-24%				3,7			21%				9,2				22%					• Удельный показатель EBITDA на 1 баррель добычи увеличился на $2,9 кв-к-кв (до
																																	23,5
																																																								$26,4/барр.) вне зависимости от снижения маржи переработки в 1 кв. 2019 г.: рост был
																																																								обеспечен увеличением очищенного среднеотраслевого дохода в нефтедобывающем
																																																								сегменте (+$2,4/барр. вследствие влияния «ножниц Кудрина») и прибыльности газодобычи, а
																																																								также наращиванием дохода ассоциированных и совместных предприятий в совокупности со
																																																								снижением операционных издержек на добычу и SG&A затрат (на $0,4/барр. и $0,6/барр.,
		2018				31%				41,0		20%						12,7				35%				6,0			38%					27,1			33%				3,44			-11%				7,7				-20%				соответственно). Маржа по EBITDA увеличилась с 19,6% до 24,8%.
																																																								• Наращивание EBITDA и снижение оборотного капитала (+$0,6 млрд кв-к-кв) привели к
																																																								увеличению денежного потока компании от операционной деятельности (+16% кв-к-кв до
																																																								$2,5 млрд), что на фоне снижения капитальных затрат на 30% кв-к-кв (за счет как разведки и
																																																								добычи, так и переработки) привело к росту величины свободного денежного потока в три
																																																								раза до $1,3 млрд. Помимо этого, в 1 кв. 2019 г. в результате продажи основных средств,
		2017				26%				34,3		34%						9,4				39%				4,3			44%					20,3			33%				3,9			14%				9,6				17%				нематериальных активов с налоговым эффектом компания получила порядка $1,3 млрд.
																																																								• В результате, даже несмотря на выплату рекордных дивидендов в размере $1,6 млрд по
																																																								результатам 9 мес. 2018 г. (т.е. 22 руб. на акцию против 10 руб. на акцию по итогам 9 мес.
																																																								2017 г.), чистый долг компании снизился на $0,7 млрд кв-к-кв до $6,9 млрд. Отношение
																																																								чистого долга к показателю EBITDA на конец 1 кв. 2019 г. составило 0,59х1.

1 Показатель чистый долг/EBITDA рассчитан как отношение чистого долга на конец анализируемого периода к суммарной величине EBITDA за четыре последних квартала.

14 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

7.1.1 Нефтяные компании (продолжение)

																																							Динамика ключевых финансовых показателей
												Абсолютные показатели (млрд долл. США)																											Удельные показатели (долл. США)																								Результаты отчетного периода (1 кв. 2019 г.)
	Компания		Период				Изменение	Uralsценыкв-	кв-к		Выручка		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)				EBITDA				кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		Чистая	прибыль		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)			EBITDA/барр.				кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)			б/OPEX.н.э.			кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)			CAPEX	разведка( и	добыча)/барр.				кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)			Комментарии к результатам отчетного периода
	Сургут-		1 кв. 19	-6.1%							6,0	5%					1.7				31%					2,1				137%				15,3			34%							н.д.			н.д.					н.д.						н.д.					• Чистая выручка компании (без учета ЭП) в 1 кв. 2019 г. увеличилась на 5% кв-к-кв
	нефтегаз1																																																														(до $6,0 млрд): рост экспортной цены Urals, очищенной от таможенных пошлин (+7%
																																																															кв-к-кв), был частично нивелирован снижением объемов добычи нефти (-0,38 млн тонн как
																																																															эффект меньшего количества дней в квартале и соглашения «ОПЕК+») и переработки
			4 кв. 18	-9,3%							5,7	-14%					1,3				-31%					0,9				-43%				11,4			-31%							н.д.			н.д.					н.д.						н.д.					(-0,15 млн тонн).
																																																															• Величина операционной прибыли компании в расчете на баррель добычи вырос на $3,9
																																																															(до $15,3/барр.), что оказалось выше прироста очищенного среднеотраслевого дохода в
																																																															добывающем сегмента (+$2,3/барр. кв-к-кв).
																																																															• Укрепление национальной валюты (+7% на дату переоценки финансовых вложений,
			2018				31%				24,3		24%						6,3				57%				5,1			2%					14,0				56%					н.д.			н.д.					н.д.						н.д.
																																																															номинированных в иностранной валюте) привело к формированию отрицательного сальдо
																																																															прочих доходов/расходов в размере $3,4 млрд (-$5,9 млрд к уровню конца 4 кв. 2018 г.).
																																																															• В результате, компания получила в 1 кв. 2019 г. чистый убыток (-$1,3 млрд). С учетом
																																																															корректировок на эффект от переоценки финансовых вложений чистая прибыль составила
			2017				26%				19,6		32%						4,0				13%				5,0			-7%					9,0				16%					н.д.			н.д.					н.д.						н.д.
																																																															$2,1 млрд, что на 137% больше значения 4 кв. 2018 г.
																																																															• Объем денежных средств и ликвидных финансовых активов вырос на 4% кв-к-кв и достиг
																																																															уровня $47 млрд.
	Татнефть2
			1 кв. 19	-6,1%							3,8	-8%					1,3				55%					0,9				60%				25,3			64%						3,6			-16%					2,8					-28%							• В 1 кв. 2019 г. валовая выручка компании снизилась на 8% кв-к-кв (-$0,3 млрд) – до
																																																															$3,8 млрд. Помимо падения нефтяных котировок (-6,1% кв-к-кв) и средней цены
																																																															реализации нефтепродуктов (-5% кв-к-кв) негативное влияние на динамику выручки
																																																															оказало снижение объемов продаж продуктов переработки (суммарно на 0,3 млн т кв-к-кв
																																																															на всех рынках сбыта) и шинной продукции (следствие уменьшения производства более
																																																															чем на 50% кв-к-кв).
																																																															• Прирост удельного показателя EBITDA в 1 кв. 2019 г. составил $9,9/барр. (с $15,4/барр.
			4 кв. 18	-9,3%							4,1	-5%					0,9				-41%					0,6				-46%							-43%						4,3			10%					3,9					31%							до $25,3/барр.). Опережающему росту показателя по сравнению с изменением
																																		15,4
																																																															очищенного дохода добывающего сегмента (+$2,4/барр. кв-к-кв по нашим оценкам)
																																																															способствовали сокращение операционных издержек на 20% кв-к-кв (особо отметим
																																																															контроль компании над удельными расходами в сегменте «разведка и добыча» (-16%
																																																															кв-к-кв в долларовом эквиваленте) и почти 40-%-ое снижение затрат на нефтехимию),
																																																															уменьшение SG&A расходов и затрат на приобретение, а также эффект низкой базы
																																																															предыдущего квартала, вызванный наличием в 4 кв. 2018 г. значительного убытка от
																																																															обесценения финансовых активов и основных средств (суммарно в размере свыше
			2018				31%				16,3		23%						4,7				47%				3,4			60%					22,3				445					4,2			-6%					3,4						15%					$0,2 млрд против прибыли от восстановления резервов, отраженной за 1 кв. 2019 г.).
																																																															• Операционный денежный поток компании (без учета банковского сегмента) в 1 кв. 2019 г.
																																																															увеличился всего на 4% или $0,04 млрд кв-к-кв – до $1,0 млрд: положительный эффект от
																																																															роста показателя EBITDA был в значительной степени нивелирован динамикой оборотного
																																																															капитала, главным образом, по статье дебиторская задолженность.
																																																															• Тем не менее, снижение капитальных вложений на 37% или $0,2 млрд кв-к-кв (в равной
																																																															степени в сегментах «разведка и добыча» и «переработка и реализация») способствовало
			2017				26%				13,2		32%						3,2				26%				2,1			30%					15,5				26%					4,4			15%					3,0						-22%
																																																															соразмерному росту свободного денежного потока компании (без учета банковского
																																																															сегмента) – до $0,7 млрд (+$0,2 млрд кв-к-кв).
																																																															• Чистая денежная позиция компании (с учетом банковских депозитов, отраженных в прочих
																																																															краткосрочных финансовых активах) на конец 1 кв. 2019 г. составила $0,6 млрд против
																																																															$0,7 млрд кварталом ранее: свободный денежный поток был направлен на выплату
																																																															дивидендов в размере почти $0,8 млрд.

1EBITDA представлена операционной прибылью, чистая прибыль скорректирована на курсовые разницы

2Данные по EBITDA, EBITDA в расчете на баррель добычи указаны без учета операционных результатов банковской деятельности

15 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

7.1.2 Газовые компании

						Абсолютные показатели (млрд долл. США)
	Компания	Период			Выручка		г-к-г	EBITDA	г-к-г	прибыльЧистая	г-к-г
	Газпром1	1 кв. 19	34,7			-8%		9,5	-13%	8,1	24%
		4 кв. 18	34,9			7%		10,8	>100%	6,6	>100%
		1 кв. 18	37,6			22%		11,0	46%	6,5	15%
		2018			131,6		17%	41,2	65%	23,2	99%
		2017			112,1		23%	24,9	30%	11,7	-17%
	НОВАТЭК2
		1 кв. 19	3,5			12%		1,0	0%	5,8	>100%

			Динамика ключевых финансовых показателей
	Удельные
показатели							Результаты отчетного периода (1 кв. 2019 г.)
(долл. США)
(CAPEXразведка	добычаи)/б.н.э.		г-к-г				Комментарии к результатам отчетного периода
1,6		5%					• Консолидированная выручка компании (в долларовом выражении) в 1 кв. 2019 г. снизилась на 8% г-к-г (-$2,9 млрд г-к-г) – до
							$34,7 млрд. Поступления от продажи природного газа уменьшились на $1,7 млрд (или -8% г-к-г) до $19,7 млрд (57% в выручке, как и
							годом ранее). Положительный эффект от роста цен реализации в странах Европы и СНГ (на 12% и 8% г-к-г- соответственно) был
							нивелирован сокращением объемов продаж на всех рынках сбыта (суммарно на ~15 млрд куб. м, из которых 9 млрд куб. м пришлось
3,7		-20%					на Европу), а также снижением цены газа в долларовом эквиваленте на внутреннем рынке (следствие девальвация рубля на 14% г-к-г).
							Выручка от прочих видов деятельности уменьшилась на 7% г-к-г (-$1,2 млрд г-к-г) – до $14,9 млрд, главным образом, за счет
							сокращения поступлений от реализации продуктов нефтегазопереработки (-$0,6 млрд) и продажи электрической и тепловой энергии
							(-$0,5 млрд).
1,5		-30%					• Несмотря на сокращение операционных расходов в долларовом выражении на $2,1 млрд или 7% г-к-г (следствие девальвации
							национальной валюты) – до $27,0 млрд, более сильное снижение выручки (в абсолютном выражении) привело к уменьшению
							значения EBITDA компании до $9,5 млрд (-$1,5 млрд или – 13% г-к-г).
							• Операционный денежный поток по итогам 1 кв. 2019 г. вырос на 28% или $2,2 млрд г-к-г (до $10,4 млрд – негативный эффект от
2,6			-10%
							снижения EBITDA был полностью компенсирован эффективной работой с оборотным капиталом), что в совокупности с 13% -ным
							сокращением капитальных затрат (-$1,0 млрд г-к-г до $6,7 млрд) способствовало росту свободного денежного потока компании до
							$3,7 млрд – максимальное квартальное значение за последние 4 года.
2,9			-1%				• Чистый долг компании, скорректированный на величину кратко- и долгосрочных депозитов, на конец 1 кв. 2019 г. находился на
							уровне $32,1 млрд. Показатель чистый долг (скорректированный)/EBITDA – 0,8х.
4,1		>100%					• По итогам 1 кв. 2019 г. валовая выручка компании увеличилась на 12% г-к-г (+$0,4 млрд), превысив $3,5 млрд. Большая̒̀́̀́ часть
							прироста выручки (более 85%) была обусловлена увеличением поступлений от реализации природного газа (+$0,3 млрд г-к-г):
							основным триггером роста стало наращивание поставок СПГ на международные рынки (примерно в 3,5 раза). Суммарная выручка от
							реализации жидких углеводородов (ЖУВ) в 1 кв. 2019 г. находилась на уровне прошлого года (+1% г-к-г): положительный эффект от
							увеличения объема продаж (+5% г-к-г) был практически полностью нивелирован снижением средней цены поставок (-4% г-к-г).

	4 кв. 18		3,6				24%			0,9			0%			0,6			-18%			3,4			>100%			• Операционные расходы компании в долларовом выражении (с учетом прочих операционных прибылей/убытков) выросли на
																												$0,4 млрд г-к-г (+16% г-к-г), в первую очередь, за счет увеличения затрат на покупку природного газа и ЖУВ (+32% г-к-г).
																												• В результате, значение показателя EBITDA компании (без учета эффекта от выбытия долей владения в дочерних обществах и
																												совместных предприятиях) в целом сохранилось на уровне 1 кв. 2018 г. – $1,0 млрд.
	1 кв. 18		3,2				20%			1,0			8%			0,8			-37%			0,8			68%			• Чистая прибыль по итогам 1 кв. 2019 г. достигла рекордного значения за всю историю компании - $5,8 млрд (рост более чем в 7 раз
																												г-к-г): следствие продажи 10%-ной доли участия в ООО «Арктик СПГ 2» дочернему обществу компании Total ($4,7 млрд), а также
																												увеличения поступлений за счет доли в прибыли совместных предприятий.
																												• Эффективная работа с оборотным капиталом (главным образом, в части остатков товарно-материальных запасов и задолженности по
																												налогам) в совокупности со стабильным уровнем EBITDA способствовали увеличению операционного денежного потока на $0,1 млрд
	2018				13,3			33%			4,2			22%			2,6			-3%			2,2			>100%		(+10% г-к-г) до $0,9 млрд.
																												• В 1 кв. 2019 г. наблюдался значительный рост капитальных вложений (+$0,5 млрд г-к-г) до $0,6 млрд (максимальное значение со
																												второй половины 2013 г.). Основной прирост инвестиций, как и в предыдущие кварталы, пришелся на «Арктик СПГ 2», освоение
																												Северо-Русского и Восточно-Тазовского месторождений и строительство инфраструктуры для будущих СПГ проектов.
																												• В результате, по итогам 1 кв. 2019 г. свободный денежный поток компании сократился до ~$0,3 млрд (-$0,4 млрд или -56% г-к-г) –
	2017				10,0			25%			3,4			17%			2,7			-30%			0,9			11%
																												минимальное значение со второй половины 2016 г.
																												• Чистый долг на конец 1 кв. 2019 г. находился на уровне $1,0 млрд (против $1,6 млрд годом ранее). Соотношение чистый долг/EBITDA
																												уменьшилось до 0,04х (0,4х в 1 кв. 2018 г.).

1для пересчета 1 тыс. куб. м в баррели нефтяного эквивалента используется коэффициент 5,9; для пересчета газового конденсата в баррели нефтяного эквивалента используется коэффициент 8,1

2показатель EBITDA дочерних обществ Группы; в 1 кв. 2018-19 гг. без учета эффекта от выбытия долей владения в дочерних обществах и совместных предприятиях

16 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

7.2Казахстан

												Абсолютные показатели (млрд долл. США)
	Компания				Период			изменение	Brentценыкв-	или(кв-к г-к-г)	Выручка		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		EBITDA		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)	Чистая	прибыль	кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)
	Nostrum1				1 кв. 19	-6,8%					0,10	22%				0,06		30%				0,01		-
					4 кв. 18	-9,9%					0,08	-35%				0,05		-39%				-0,13		-
					2018			31%			0,39		-4%				0,24		4%			-0,12		-
					2017			24%			0,41		17%				0,23		39%			-0,02		-

				Динамика ключевых финансовых показателей
		Удельные показатели (долл. США/барр.)																				Результаты отчетного периода (1 кв. 2019 г.)
	EBITDA/барр.				кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		баррOPEX/.			кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		CAPEX/барр.		кв-к-кв(для	годового	периодаг-к-г)		Комментарии к результатам отчетного периода
	21,2	21%						3,4			-17%				13,8			8%				• По итогам 1 кв. 2019 г. валовая выручка компании увеличилась на 22% кв-к-кв (эффект
																						низкой базы предыдущего квартала) – до $95 млн (+$17 млн кв-к-кв). Основная часть
																						прироста выручки была обеспечена ростом поступлений от реализации нефти и газового
																						конденсата (+$16 млн кв-к-кв), обусловленного, главным образом, наращиванием объемов
																						продаж на 28% кв-к-кв.
	17,6	-38%						4,1			-15%				12,8			-12%				• Показатель EBITDA компании в 1 кв. 2019 г. увеличился до $62 млн (+$14 млн кв-к-кв) –
																						положительный эффект от роста выручки был частично нивелирован повышением
																						издержек: общие и административные расходы выросли на 56% кв-к-кв, затраты на
																						реализацию и транспортировку – на 16% кв-к-кв. Рентабельность по EBITDA в 1 кв. 2019 г.
																						достигла 65% против 61% в 4 кв. 2018 г.
																						• Несмотря на положительную динамику EBITDA, рост оборотного капитала (главным
	21,0				30%				4,6			13%				15,0		12%				образом, в части дебиторской задолженности) привел к снижению денежного потока от
																						операционной деятельности более чем на 30% (-$21 млн кв-к-кв) до $42 млн, что в
																						совокупности с увеличением капитальных затрат (+$5 млн кв-к-кв) стало причиной падения
																						свободного денежного потока компании (FCF) до $2 млн (против $28 млн кварталом ранее).
																						• Чистый долг по состоянию на конец 1 кв. 2019 г. остался в районе $1,0 млрд, показатель
	16,2				43%				4,1			11%				13,4		-1%				чистый долг/EBITDA – на уровне 4,2х

1 Удельные OPEX (для компании в расчете на б.н.э.) рассчитаны как себестоимость реализованной продукции за вычетом расходов по износу, истощению и амортизации, роялти и доли государства в прибыли, разделенная на общий объем продаж

17 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

7.3Сравнение ключевых показателей анализируемых компаний СНГ и мира

Динамика добычи нефти и конденсата (% г-к-г)

30%

20%

10%

0%

-10%

-20%

Роснефть

ЛУКОЙЛ

Газпром нефть

Сургутнефтегаз

Татнефть

Мейджор 1

Мейджор 2

Мейджор 3

Мейджор 4

Мейджор 5

Рентабельность по EBITDA

40%

30%

20%

10%

0%

Роснефть

ЛУКОЙЛ

Газпром нефть

Сургутнефтегаз ¹

Татнефть

Мейджор 1

Мейджор 2

Мейджор 3

Мейджор 4

Мейджор 5

1 кв. 2018

2 кв. 2018

3 кв. 2018

4 кв. 2018

1 кв. 2019

1 EBITDA представлена операционной прибылью

Источники: Bloomberg, данные компаний, Энергетический Центр EY (Центральная, Восточная, Юго-Восточная Европа и Центральная Азия)

ExxonMobil

•Операционный денежный поток (1 кв. 2019 г.): -3,5% г-к-г до $8,3 млрд

•Бассейн Permian: рост добычи в 1 кв. 2019 г. на 126% г-к-г до 226 тыс. б.н.э./сутки, цель по достижению 1 млн б.н.э./сутки к

2024 г.

•Три новых открытия месторождений УВС на шельфе Гайаны:

Haimara, Tilapia, Yellowtail

•Нефтепереработка: достижение FID по строительству установки крекинга тяжелых остатков в Сингапуре (запланированный запуск в 2023 г.) с синергетическим эффектом от интеграции с нефтехимическим производством

•Нефтехимия:

•Запланированный запуск расширенного производства полиэтилена в Бомонте (штат Техас)

•FID по строительству завода по производству полипропилена в Батон-Руж (штат Луизиана), а также по расширению нефтехимического завода в Бейтауне (штат Техас) к 2022 г.

BP

•Операционный денежный поток (1 кв. 2019 г.): +9% г-к-г до $5,9 млрд (искл. удержания по аварии в Мексиканском заливе)

•Продолжение интеграции «сланцевых» активов, приобретенных у

BHP

•ROACE: >10% к 2021 г. при цене $55/барр.

•Программа по продаже активов на период 2019-21 гг. на сумму $10 млрд

•Ключевые проекты, по которым приняты финальные инвестиционные решения: Atlantis Phase 2 (Мексиканский залив), Seagull (Великобритания, Северное море), Azeri Central East (Азербайджан)

18 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана

vk.com/id446425943

Июль 2019 г.

7.3Сравнение ключевых показателей анализируемых компаний СНГ и мира (продолжение)

Динамика капвложений в долл. США сегменте разведка и добыча (% г-к-г)

160%

120%

80%

40%

0%

-40%

-80%

Роснефть

ЛУКОЙЛ (РФ)

Газпром нефть

Татнефть

Мейджор 1

Мейджор 2

Мейджор 3

Мейджор 4

Мейджор 5

Динамика капвложений в долл. США в сегменте переработка (% г-к-г)

240%

160%

80%

0%

-80%

Роснефть

ЛУКОЙЛ (РФ)

Газпром нефть

Татнефть

Мейджор 1

Мейджор 2

Мейджор 3

Мейджор 4

Мейджор 5

1 кв. 2018

2 кв. 2018

3 кв. 2018

4 кв. 2018

1 кв. 2019

Источники: Bloomberg, данные компаний, Энергетический Центр EY (Центральная, Восточная, Юго-Восточная Европа и Центральная Азия)

Shell

•Операционный денежный поток (1 кв. 2019 г.): +16% г-к-г до $12,1 млрд

•Выкуп акций на сумму $25 млрд к 2020 г. (вкл. $2,3 млрд в 1 кв. 2019 г. и анонсированные $2,75 млрд в качестве следующего транша)

•Пересмотр портфеля: продажа активов на $2 млрд в 2019 г.

•Реорганизация нефтеперерабатывающего бизнеса:

•Продажа 50%-ной доли участия в нефтеперерабатывающем заводе SASREF компании Saudi Aramco

•Подписание соглашения с PBF Energy о продаже НПЗ Martinez в Калифорнии (индекс Нельсона 16,1) и прилегающего к нему терминала

•Подразделение New Energies: приобретение Sonnen (системы хранения энергии для домохозяйств), Limejump (агрегатор управления спросом), Greenlots (разработка ПО и решения для зарядки электромобилей)

Chevron

•Операционный денежный поток (1 кв. 2019 г.): +2% г-к-г до $5,1 млрд

•Бассейн Permian: рост добычи на 50% г-к-г до 391 тыс. б.н.э/сутки в 1 кв. 2019 г., цель по достижению 900 тыс. б.н.э/сутки к 2023 г.

•Программа по выкупу акций на 2019 г.: $4,0 млрд

•Цель по продаже активов на 2018-20 гг.: $5-10 млрд

•Нефтехимия: соглашение с Катаром о строительстве комплекса с установкой пиролиза этана мощностью по этилену 1,9 млн тонн

Total S.A.

•Операционный денежный поток (1 кв. 2019 г.): + 71% г-к-г до $3,6 млрд

•Сжиженный природный газ:

•Увеличение продаж СПГ более чем в 2 раза г-к-г до 7,7 млн тонн в 1 кв. 2019 г.

•Начало производства СПГ в США на активе Cameron LNG

•Закрытие сделки по Арктик СПГ 2

•Газовое соглашение с Папуа Новой Гвинеей, определяющее структуру проекта Papua LNG, для начального этапа исследований в рамках FEED для дальнейшего финального инвестиционного решения в 2020 г.

•Саудовская Аравия: соглашение об СП по рознице с Saudi Aramco и покупка 250 АЗС в стране

19 Ежеквартальный обзор рынка нефти и газа России и Казахстана