CC BY
71
АНАЛИЗ ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ ОАО «ЛУКОЙЛ» И ТЕНДЕНЦИЙ ЕГО РАЗВИТИЯ
А. К. МАТЫЦЫН,
начальник Главного управления казначейства и корпоративного финансирования
ОАО «Лукойл»
Нефтегазовая отрасль в России исторически считается одной из важнейших, так как доходы от нее составляют одну из основных статей бюджета страны.
Российская нефтегазовая промышленность в настоящее время достаточно влиятельна, что особенно актуально в отношении национальных нефтегазовых интегрированных компаний. Можно утверждать, что дальнейший промышленный рост экономики России в немалой степени зависит от позиции, которую занимают такие нефтегазовые компании.
Группа «Лукойл» в настоящее время является по многим параметрам лидером среди российских нефтегазовых компаний. За 10 лет своего существования группа продемонстрировала стремительный рост и интенсивное развитие, превратившись в стройную вертикально интегрированную компанию. О масштабах деятельности ОАО «Лукойл» можно получить представление по его основным
показателям. В табл. 1, 2 и 3 приведены сравнительные финансовые характеристики соответственно российских нефтегазовых компаний, нефтегазовых компаний развивающихся рынков и крупнейших нефтегазовых компаний мира, с которыми будем сопоставлять показатели развития Лукойла.
Первое, что бросается в глаза в указанных таблицах, это то, что Лукойл торгуется со значительной скидкой по отношению к таким компаниям, как «ЮКОС», «Сургутнефтегаз», «Сибнефть», «Газпром», а также к компаниям развивающихся рынков.
Скидка по отношению к коэффициентам компаний развитых стран составляет более 70% на основе соотношения капитализация/прибыль. Несмотря на то, что руководство компании внимательно прислушивается к тем аспектам своей деятельности, которые вызывают обеспокоенность инвесторов, ее сильные стороны в недостаточной
Таблица 1
Сравнительные финансовые коэффициенты российских нефтегазовых компаний (по состоянию на 5 апреля 2002 г.)
Компания Цена акций, дол. США Рыночная капитализация, млн д<Тл. США Капитализация/прибыль 2002 г. Капитализация/прибыль 2003 г. Капитализация/прибыль 2004 г.
Лукойл 14,27 12 141 5,2х 6,3х 6,1х
ЮКОС 8,24 18 438 6,7х 8,3х 8,4х
Сургутнефтегаз 0,36 12 708 5,8х 7,4х 6,8х
Сибнефть 1,60 7 567 7,4х 9,8х 7,4х
Татнефть 0,64 1 395 2,3х 4,0х 3,3х
Газпром (российские акции) 0,74 17 627 5,9х 4,7х 4,5х
Газпром (АДР) 14,19 33 593 11,2х 8,9х 8,5х
Средняя по России 6,4х 7,Ох 6,4х
Дисконт «Лукойл» -19% -11% -5%
Источник: Morgan Stanley (См. также: Нефть России. № 7. 2002. С. 8.)
Таблица 2
Сравнительные финансовые коэффициенты нефтегазовых компаний развивающихся рынков (за исключением России) (по состоянию на 5 апреля 2002 г.)
Компания Цена акций, дол. США Рыночная капитализация, млн дол. США Капитализация/прибыль 2002 г. Капнталнза-ция/прнбыль 2003 г. Капнтализа-цня/прнбыль 2004 г.
РйгоЬгав 26,41 28 684 Нет данных Нет данных Нет данных
Ре1госЫпа 21.03 36 976 5,5х 6.4х 11,4х
СШОС 24,40 10 021 10.0Х 11,6х Нет данных
Средняя по развивающимся рынкам 7,8х 9,Ох Ох
Дисконт «Лукойл» -33% -30%
Источник: Morgan Stanley (См. также: Нефть России. № 7. 2002. С. 8.)
Таблица 3
Сравнительные финансовые коэффициенты крупнейших нефтегазовых компаний мира
(по состоянию на 5 апреля 2002 г.)
Компания Цена акций, дол. США Рыночная капитализация, млн дол. США Капнталнза-ция/прнбыль 2002 г. Капитализация/прибыль 2003 г. Капнталнза-цпя/прнбыль 2004 г.
Exxon/Mobil 42,63 290 268 23.4х 20.9х 18,9х
Royal/Dutch/Shell Group 52,92 111 206 19,2х 17,Ох 15,9х
Shell Transport & Trading 43,17 70 141 18,1х 16,5х 15.2х
BP 51,84 193 813 21.3х 18,6х 16,3х
Средняя по развитым рынкам 20,5х 18уЗх 16,6х
Дисконт «Лукойл» -75% -66% -63%
Источник: Morgan Stanley (См. также: Нефть России. № 7. 2002. С. 8.)
степени учтены рынком. Для преодоления разрыва между Лукойлом и другими компаниями в стоимости акционерного капитала и рыночной капитализации акционерной стоимости компании правлением Лукойла принята и утверждена программа, в которой разрабатываются и осуществляются меры, призванные увеличить эффективность деятельности компании и ее капитализацию.
Как видно из табл. 1-3, Лукойл планирует уменьшить в ближайшие годы свой нынешний дисконт по всем рынкам: российскому, развивающемуся и развитому. Для этого, чтобы достичь этого, необходима реструктуризация группы «Лукойл». При этом следует учесть расхождения в методиках подсчета издержек - по методу Ш вААР и российской системы отчетности. Подсчеты по методу Ш СААР показали, чго реальный рост издержек Лукойла в 2001 г. по сравнению с тем же периодом предыдущего года составил 14%, втоже время эффект консолидации прибавил примерно 300 млн дол. США. Реструктуризация должна включать меры краткосрочного характера и программу действий долгосрочного характера.
Первоочередная (2002 - 2003 гг.) программа реструктуризации содержит меры, необходимые для повышения текущей прибыльности:
• увеличение экспортных продаж нефтепродуктов;
• сокращение сроков ввода в эксплуатацию новых месторождений;
• сокращение числа малодебитных скважин;
• расширение использования технологий повышения нефтеотдачи. Повышение качества всего комплекса сервисных услуг по строительству и эксплуатации скважин, нефтепромысловых объектов;
• контроль сокращения затрат;
• сокращение численности работающих;
• повышение доходности инвестиций. Проекты строительства и приобретений с ускоренной отдачей от инвестиций;
• очищение ядра нефтегазового бизнеса. Выведение непрофильных и неконкурентных активов;
• перевод сервисных структур на рыночные условия функционирования;
• консолидация дочерних структур;
• реформирование головной компании. Переход к казначейской системе исполнения бюджета. Десятилетняя программа реструктуризации
содержит меры по повышению международной
конкурентоспособности:
• структурные сдвиги в добыче нефти;
• создание мощного сектора газа;
• реконструкция, строительство и приобретение
НПЗ и сетей продаж;
• системная рационализация и интеграция секторов бизнеса в России и за рубежом.
Дадим некоторые пояснения к программам
реструктуризации. Первоочередная программа включает в себя такие основные элементы, как увеличение выручки, снижение затрат, повышение эффективности и реогранизации структуры компании.
В отношении увеличения выручки необходимо сказать, что основная проблема российского нефтяного рынка - отсутствие равных возможностей для всех компаний в получении справедливой цены за реализованную продукцию. Есть, правда, надежда на то, что подкрепленное законодательством с 1 января 2002 г. правило о равнодоступности всех производителей нефти к трубопроводам исправит ситуацию. В отношении разницы в объемах экспорта нефтепродуктов - Лукойл изначально обладал заводами, ориентированными на внутренний рынок: НПЗ в Перми и Волгограде. Поскольку эти НПЗ были относительно удалены от экспортных операций и к тому же они не были подключены к системе ОАО «АК» «Транснефтепродукт», возникли диспропорции. Совокупная доля экспорта нефти и нефтепродуктов у Лукойла значительно меньше, чем у конкурентов - ЮКОСа и Сургутнефтегаза. Столь большую разницу можно объяснить еще и тем, что «Сургутнефтегаз» обладает уникальным заводом в Киришах, работающим почти целиком на экспорт. Объем экспорта напрямую связан с прибылью: имей Лукойл в 2001 г. объем экспорта, как у ЮКОСа, прибыль компании оказалась бы выше полученной на 0,5 млрд дол. США.
В рамках первоочередной программы реструктуризации в Лукойле были приняты меры, содействующие росту поставок нефтепродуктов на экспорт с российских НПЗ: январь 2002 г. - 759 тыс. т против 476 тыс. т в январе 2001 г., февраль 2002 г. -954 тыс. т против 482 тыс. т в феврале 2001 г., март 2002 г. - 1 073 тыс. т против 529 тыс. т в марте 2001 г., в целом I кв. 2002 г. - 2 787 тыс. т против 1487 тыс. т в I кв. 2001 г. Как видим, экспорт нефтепродуктов за год вырос почти вдвое. Сделать это удалось за счет:
• приобретения НОРСИ, что дало Лукойлу стратегическое преимущество по обеспечению экспорта нефтепродуктов;
• завершения строительства собственного первого частного трубопровода в России - Пермь-Альметьевск, который позволил пермскому заводу выйти со своими нефтепродуктами на экспортные рынки;
• активизации железнодорожного экспорта. Лукойлом поставлена задача: к 2005 г. выйти
примерно на 70-процентрый уровень экспорта, который включает в себя поставки за рубеж как нефти, так и нефтепродуктов. По прогнозам, рост доли экспорта составит в 2005 г. по сравнению с 2001 г.: сырой нефти - 41% вместо 33% (процент от добычи нефти), нефтепродуктов - 50% вместо 40% (процент от производства нефтепрдуктов), нефти и нефтепродуктов - 70% вместо 56%. При определении прогнозных значений учитывалось то обстоятельство, что после снятия ограничений, которые сегодня введены по согласованию с ОПЕК, доля экспорта сырой нефти - 41 % - будет одинакова для всех нефтяных компаний.
Еще одним фактором роста доли экспорта Лукойла являются крупные, быстро окупаемые инвестиции в инфраструктуру, связанную с экспортом нефтепродуктов. Действующие терминалы расширяются (в Варандее - с 1,5 млн т до 5 млн т) или сохраняются на прежнем уровне (в Калининграде - 2,5 млн т), новые строятся (в Высоцке под Санкт-Петербургом - до 10 млн т). Кстати, с вводом в строй последнего терминала Лукойл получит уникальную базу для транспортировки своих высококачественных нефтепродуктов. Это позволит решить давно назревшую проблему смешения разнокачественных нефтепродуктов. Так, например, дизельное топливо пермского НПЗ уже сейчас соответствует стандартам 2004 г., но его смешение с низкокачественным дизельным топливом конкурентов приводит Лукойл к большой потере стоимости. Для решения этой проблемы Лукойл отрабатывает собственную схему разделения и поставки своего дизельного топлива не как печного или топлива для смешения, как делают конкуренты, а как продукта, непосредственно используемого в качестве моторного топлива. Реализация такого подхода к разделению и поставке топлива даст, несомненно, существенную прибавку к прибыли.
Помимо строительства новых терминалов, ведется также строительство продуктопроводов:
(1) Кстово - Ярославль - Кириши, который должен выйти в будущем на чисто экспортный терминал
(2) Волгоград - Новороссийск.
Эти продуктопроводы, которые будут строить-
ся Транснефтепродуктом совместно с Транснефтью, целиком завязаны на заводы Лукойла. Предполагается, что они существенно изменят себестоимость транспортировки нефтепродуктов.
Реструктуризация Лукойла скажется на снижении затрат и повышении эффективности деятельности основных подразделений компании. С этой целью в компании планируется:
• сокращение доли и числа малодебитных скважин и истощенных месторождений;
• ускорение разработки новых месторождений;
• более широкое использование современных технологий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов.
Планируются также меры в области сервисных услуг и организации производства:
• оптимизация сервисных услуг:
• сокращение расходов на бурение, транспорт, строительство и др.;
• выведение непрофильных звеньев из состава компании;
• совершенствование организации производства и управления:
• сокращение персонала;
• уменьшение норм расходов и запасов. Состояние скважин российских нефтяных
компаний в 2002 г. таково: доля работающих скважин Сургутнефтегаза составляет 88%, Лукойла -85%, ЮКОСа - 65%, Сибнефти - 55%. На 2002 г. доля неработающих скважин в Лукойле - одна из самых низких в России (15%, ниже в Сургутнефтегазе - 12%), при этом до 20% нефти добывается на месторождениях с выработкой запасов свыше 80%.
Следует сказать, что при почти одинаковой доле действующих скважин у Лукойла и Сургутнефтегаза в абсолютном выражении число работающих скважин у первого значительно больше, чем у второго. Дело в том, что Лукойл (с 1993 по 1999 г.) вкладывал очень большие деньги в стабилизацию своего парка добывающих скважин. Это было оправдано тем, что до 2001 г. существовали дифференцированные ставки акцизов и ставки на недра по различным месторождениям: за более истощенные месторождения компании платили меньшие налоги на добычу. В период высоких цен на нефть и дифференциации ставок акциза на добычу Лукойл максимизировал производство сырья, задействовав большое количество низкодебитных скважин. Введение единых ставок в 2001 г. для всех месторождений привело к тому, что те компании, у которых был меньший фонд рабочих скважин, но
с более высокими дебитами, стали иметь меньшую себестоимость продукции.
В новых, изменившихся экономических условиях в компании «ЛУКОЙЛ» была принята программа оптимизации работы фонда своих скважин, которая включает выполнение следующих действий:
До 5 000 малодебитных скважин (примерно 24% действующего фонда) рассматриваются для использования по другому назначению, временной консервации или постоянного закрытия. При этом учитываются факторы возможного проведения на них работ по увеличению продуктивности, а также необходимости продолжения эксплуатации части малодебитных скважин для исключения нарушений технологического режима выработки месторождений.
Экономический эффект от выведения преобладающей части малодебитных скважин (в зависимости от уровня цен на нефть) составит 50 - 70 млн дол. США прироста чистой прибыли компании в год.
При повышении цен на нефть или введении в России специального льготного налогового режима для малодебитных скважин значительная частью из их выводимого фонда может быть возвращена в эксплуатацию.
Компания будет продолжать постоянный мониторинг прибыльности функционирования своего фонда скважин с целью вывода убыточных скважин из эксплуатации в зависимости от рыночной конъюнктуры.
Разрабатывается программа вывода малопроизводительных и истощенных месторождений в социально значимые предприятия и продажи последних для сохранения занятости населения.
Анализ распределения фонда скважин Лукойла по производительности, основанный на данных за III кв. 2001 г., показывает, что из общего фонда в 12 349 скважин к (1) наиболее рентабельным скважинам относились 0,6% фонда скважин (4,3% добычи по компании), (2) высокорентабельным -40,4% фонда (77,9% добычи), (3) среднерентабель-ным - 31,3% (14,4% добычи), (4) низкорентабельным - 16,2% фонда (3,0% добычи), (5) убыточным скважинам - 11,5% фонда скважин (0,5% добычи по компании).
Большая часть фонда скважин Лукойла (почти 80%) имеет себестоимость добычи около 2 дол. США за баррель. Примерно 80% добычи компании обеспечивают 40% фонда скважин, имеющие себестоимость около 2 дол. США за баррель. Еще 14% добычи обеспечивает 31% фонда скважин, имею-
щие себестоимость примерно 4 дол. США за баррель. Остальные скважины являются либо низкорентабельными, либо убыточными. Причины, по которым эти скважины находятся в компании, носят либо технический, либо социальный характер. Тем не менее тенденции развития компании тако-' вы, что от низкорентабельных и убыточных скважин придется отказаться. Во-первых, российское законодательство не стимулирует наличие низкорентабельных скважин, и, во-вторых, отсутствует вторичный рынок резервов. Иная ситуация на Западе: после того как крупные ВИНК отрабатывают запас, они продают скважины мелким компаниям или подрядчикам, которые имеют очень низкие затраты и удовлетворены низкой маржой, получаемой от этих месторождений. Если со временем в России образуется вторичный рынок скважин, то для крупных компаний появится возможность эффективного избавления от низкодебитных скважин вместо практикуемого ныне их замораживания.
В Лукойле намечается тенденция к более активному применению новых технологий бурения и обустройства скважин. Предполагается, что эти меры должны привести к сокращению расходов по добыче нефти на 20%. В организационном плане речь идет о замене интеграции основной и буровой компаний долгосрочной контрактацией, то есть квазиинтеграцией. Выведение за баланс группы Лукойл дочерней буровой компании с одновременным заключением многолетних контрактов на подрядные работы с соответствующими фирмами позволит уже в 2003 - 2004 гг. провести в компании следующиемероприятия:
• резко снизить стоимость и повысить качество услуг по бурению и обустройству скважин, внедрить новые технологии увеличения нефтеотдачи пластов;
• сократить операционные расходы по добыче нефти на 15%;
• развивать стратегическое партнерство с технологически продвинутыми глобальными инжиниринговыми фирмами с охватом всего круга сервисных услуг по поиску, разработке месторождений и добыче нефти, включая: модернизацию буровых установок и агрегатов по ремонту скважин;
услуги по бурению и сопутствующим работам; оптимизацию материально-технического снабжения;
проектирование и строительство горизонтальных и наклонных скважин, оптимизацию разработки пластов;
информационный мониторинг управления операциями по добыче нефти; системы программного обеспечения геофизических, геологических и проектных работ; другие инжиниринговые услуги;
• сократить персонал компании на 15% и снизить удельную стоимость сервисных услуг на 20% при существенном повышении их качества и внедрении новых видов услуг по добыче нефти;
• начать разработку месторождений и добычу углеводородов на крупных месторождениях на Севере Каспия.
Вообще говоря, проблема сервисных компаний стоит достаточно остро. В Лукойле в настоящее время имеются пять групп сервисных компаний, специализирующихся на (1) бурении, (2) транспорте, (3) материально-техническом снабжении, (4) строительстве и (5) финансах. Эти компании имеют различную рентабельность активов.
Так, например, в бурении и строительстве компании высокорентабельны. Этот, сам по себе, положительный факт с точки зрения Лукойла в целом негативен: высокая рентабельность отдельных компаний завышает издержки производства группы в целом. В данном случае дезинтеграция является, по всей видимости, лучшим решением: выведенные из состава Лукойла компании хорошо приживутся в конкурентной среде, а с Лукойлом будут поддерживать стабильные долгосрочные связи на основе контрактации.
Первая программа дезинтеграции касается крупнейшей в России буровой компании - «Лукойл-Бурение» (рис. 1). В настоящее время «Лукойл-Бурение» является 100%-й дочерней компанией ОАО «Лукойл». В результате реорганизации «дочка» будет выведена из состава «материнской»
Рис. 1. Реорганизация ООО «Лукойл-Бурение»
компании и станет отдельной компанией. По всей видимости, выделение будет организовано в форме spin-off - когда большая часть акций передается акционерам ОАО «Лукойл». К тому же предполагается, что солидный пакет акций будет продан стратегическому инвестору - крупной западной операционной компании, а небольшой пакет будет отдан менеджерам компании. Поскольку до Лукойла такой операции в России не проводилось, скорее всего, из состава Лукойла придется вывести не одну, а несколько буровых компаний - с целью создания определенной конкурентной среды. Эти компании будут первыми в России независимыми буровыми компаниями. То, что было сделано в ЮКОСе и Сибнефти, полностью отличается от лукойловского проекта: там были проданы части пакетов при сохранении контроля соответственно за ЮКОСом и Сибнефтью.
Таким образом, в Лукойле до реорганизации были (а) высокие затраты на получение услуг и (b) высокие административные расходы. После реог-ранизации предполагается: (а) получение качественных высокотехнологичных услуг, (b) создание конкурентной среды, (с) снижение затрат и (d) вывод непрофильного актива.
Для оценки эффективности выведения буровых компаний из Лукойла удобно сопоставить характеристики российских компаний с наиболее близкими им западными фирмами. Таковой является компания Parker Drilling (табл. 4). Сопоставление характеристик показывает, что российская компания имеет значительно более высокие рентабельность и чистую прибыль при гораздо большей численности сотрудников. К этому нужно добавить, что западная фирма занимается исключительно буровыми работами, в то время как «Лукойл-Бурение», помимо чисто буровых работ, оказывает услуги по строительству дорог, засыпке оснований, подготовке месторождений и т.д. Тем не менее стоимость западной компании оценивается выше российской. Если сервисные компании нач-
Сравнительная оценка
нут действовать самостоятельно, то на российском фондовом рынке появится новый класс акций -акции сервисных нефтяных компаний.
Ведутся также работы по выделению подразделений транспорта и строительства. Цель все та же - сокращение издержек, повышение конкуренции, а, стало быть, и эффективности функционирования компании в целом.
К другим мерам по повышению эффективности добычи нефти относятся:
• оптимизация использования существующего фонда скважин;
• ускорение ввода в разработку новых высокопродуктивных месторождений;
• увеличение эффективности и снижение себестоимости работы сервисных структур ОАО «Лукойл» через формирование альянсов последних с признанными мировыми лидерами в соответствующих областях;
• концентрация геологоразведочных работ на перспективных направлениях;
• поиск возможностей по продаже пакета акций ООО «Лукойл-Бурение» стратегическому инвестору;
• проведение пилотного проекта в сотрудничестве с компанией Schlumberger по увеличению добычи на Верхне-Возейском месторождении в Республике Коми с целью опробования использования методов моделирования для ускоренной разработки месторождений;
• распространение сотрудничества с Schlumberger и/или другими западными подрядчиками на основе данных пилотного проекта.
Автор считает целесообразным остановиться на подходах к месторождениям, среди которых можно выделить ускоренный (называемый также офшорным, или колониальным методом) и традиционный. При первом подходе предполагается бурение IО скважин со средним дебитом 800 т в сутки, при втором - 41 скважина со средним дебитом 150 т
Таблица 4
iOO «Лукойл-Бурение»
«Лукойл-Бурение» Parker Drilling
Выручка, млн дол. США 400,0 488,0
Чистая прибыль, млн дол. США 25,0 11,0
Активы, млн дол. США 200,0 1 105,0
Чистый долг, млн дол. США 46,5 521,0
Рентабельность продаж, % 6,3 2,2
Численность работников, чел. 18 573 3 654
Количество буровых, ед. 91 79
Капитализация, млн дол. США 388,0
в сутки. Денежные потоки в первые 5-6 лет существенно отличаются из-за различия в количестве действующих скважин и операционных затрат. В итоге получается, что суммарная добыча при традиционном методе возрастает на 18 млн т, а суммарный недисконтированный денежный поток увеличивается с 420 до 750 млн дол. США
Величина денежного потока и доходность зависят от уровня дисконта, который закладывается при разработке месторождения. Общепринятым для развивающихся государств с высокой долей политических рисков является величина дисконта в 20%. В развитых странах, как, например, в США до сих пор действуют скважины, которым более полувека. Объясняется это гибкостью налогового законодательства, которое стимулирует первоначальные разработки и затем поддержание глубины выработки на последующих фазах. При активном (ускоренном) же запуске ситуация иная: действуют самые высокие налоги.
Поскольку в России налогообложение линейное, компаниям выгодно применять активные методы ускоренной разработки. В краткосрочном плане высокая прибыль обеспечена, но такой подход ведет к потере части запасов. Лукойл, как и его конкуренты, вынужден идти на ускоренные методы, но в отличие от последних Лукойл нацеливается на другие, более оптимальные методы ускорения разработки месторождений. Суть в том, что вместо постепенного ввода скважин и ускоренного наращивания добычи предлагается альтернатива - оптимизация ввода скважин без потерь остаточной нефти, что приводит к весьма существенному росту внутренней доходности проекта: с 23,7 до 38,3% (табл. 5).
Из нее видно, что увеличение темпов отбора при оптимальном подходе приводит к улучшению финансовых показателей. Поэтому Лукойл активно изучает возможности ускоренного ввода новых месторождений. До сих пор альтернативный вариант не применялся из-за большой доровизны: внедрение ускоренных методов потребует значительных капитальных вложений уже на начальных этапах добычи. В настоящее время наметилась тенден-
ция к получению дешевых кредитов, и, если эта тенденция станет стабильной, то Лукойл будет развивать описанную выше ускоренную разработку месторождений.
В настоящее время в Лукойле идет масштабная реорганизация: около 200 обществ ликвидировано или выведено из состава группы (рис. 2 и 3). Структура Лукойла стала более стройной и логичной. В группу (после реорганизации) входят 55 обществ с прямым контролем и определенное количество операционных и аффилированных лиц. Кстати, реорганизация этим не закончилась, и она продолжается. Предположительно, из 68 компаний по сбыту нефтепродуктов внутри России будет сформирована структура из 14 обществ, в дальнейшем это число будет доведено до 6 - 8. Примерно шесть обществ будет сформировано в западном блоке Лукойла, они охватят все восточноевропейские страны. Будет завершена реорганизация и добычных активов. Так, в Коми из 6 компаний «Лукойл-Коми» к концу 2002 г. будет сформирована одна, а на Нижней Волге 4 операционные компании будут объединены в одну.
ОАО «Лукойл» (компания) Аффилированные лица компании
Дочерние общества с прямым контролем Аффилированные лица дочерних обществ
1 Вывод 1 за пределы 1 группы
Дочерние общества с косвенным контролем
Дочерние общества и аффилированные
Рис. 2. Группа «Лукойл» до реорганизации (480 компаний)
Не остается в стороне и корпоративный центр Лукойла, чья реорганизация проходит в настоящее время.
Таблица 5
Сравнение прогнозов разработки на одном из месторождений в Тимано-Печоре
Подходы к разработке Текущий план разработки Ускоренная разработка
Запасы, млн баррель 161,6 161,6
Кап. затраты, млн дол. США 357,8 357,8
Пиковая добыча, млн баррель 13,9 20,0
Год пиковой добычи 2 020 2 008
Доходность проекта, % 23,7 38,3
Рис. 3. Группа «Лукойл» после реорганизации (274 компании)
Если обратиться к более долгосрочной, десятилетней программе, то увидим, что в фокусе внимания компании - сочетание роста добычи нефти и газа со снижением затрат. В настоящее время затраты в Лукойле в целом несколько выше, чем в среднем по России. Источником оптимизма в отношении роста добычи и уменьшения затрат является то, что:
• Лукойл - единственная нефтяная компания в России, имеющая подготовленную ресурсную базу в новых провинциях;
• по мере выработки существующих месторождений средние затраты по России будут увеличиваться;
• компании с подготовленной ресурсной базой будут иметь конкурентное преимущество по затратам.
В долгосрочном плане, стоит также задача сокращения и рационализации структуры персонала. Численность персонала в 2002 г. составляет 140 тыс. чел. Если сокращение будет идти темпами 4,5% в год, то к 2005 г. численность персонала составит 115 тыс. чел. При этом сокращение охватит персонал основных производств, будет иметь место перераспределение трудовых ресурсов в новые регионы. Что касается персонала непрофильной и сервисной деятельности, то он подлежит полному сокращению. Продолжая курс на сокращение, но уже темпами 4% в год, к 2010 г. в Лукойле останется 85 тыс. чел.
В области повышения эффективности капиталовложений в добыче программой предусмотрены важные мероприятия по их увеличению. Планируется, что к 2010 г. Лукойл будет добывать 140 -160 млн т нефтяного эквивалента в год, что позволит ему стать одной из четырех крупнейших нефтяных компаний в мире. Чтобы добиться этого, Лу-
койлу придется вкладывать значительные средства и в развитие добычи газа. В настоящее время «Газпром» вводит квотирование поставок по газу по целому ряду регионов, и не исключена ситуация возникновения в России дефицита газа. Это сигнал для независимых компаний о необходимости увеличения добычи газа. До 2010 г. Лукойл планирует довести газодобычу до 50 - 60 млрд м3 газа, а до 2020 г. - выйти на уровень 80- 100 млрд м3. Планы увеличения газодобычи синхронизированы с 2006 г., поскольку в это время грядет газовая реформа и откроются рынки газа в Восточной и Западной Европе. В результате независимые поставщики газа смогут выходить со своей продукцией на экспорт, а не продавать, как сегодня, по 320 руб. за 1 000 м3 на внутреннем рынке. К тому же будет расти цена на газ внутри России (на 20 - 25%), что к 2006 - 2007 гг. позволит обеспечить его рентабельную добычу для нужд российских потребителей, сравнимую с рентабельностью производства нефти и нефтепродуктов при существующем налогообложении.
Компания ведет также активную работу по повышению эффективности долгосрочных вложений в разведку и приобретение запасов углеводородов. Стратегия Лукойла нацелена на увеличение запасов за счет экономически выгодных приобретений и разведки. В 2001 г. на это было затрачено 1,6 млрд дол. США с приращением запасов на 7,5 млрд дол. США.
Если со временем возникнет рынок запасов, то Лукойл получит значительное преимущество перед конкурентами. Дело в том, что в России мало подготовленных запасов, не считая запасов Лукойла и запасов на Сахалине. За последние два года стоимость запасов выросла в 5 раз, и ожидается, что она приблизится к 3 дол. США за баррель нефтяного эквивалента, иначе говоря, будет иметь среднюю восточноевропейскую цену. В таком случае запасы будут играть роль денежного эквивалента: они (запасы) высоколиквидны, их можно легко и эффективно продать. Такой стратегии на сохранение значительных запасов Лукойл придерживается сознательно, и она себя оправдывает. Так, в 1998 г. компании было сделано много предложений о продаже по хорошей цене своих запасов на Каспии. На это она не пошла, и сегодня стоимость этих запасов возросла примерно в 2 раза.
Лукойл - единственная в России компания, сохраняющая с 1999 г. лидерство в приросте запасов углеводородов (табл. 6). Во многом это объясняется тем, что многие компании практически
Дочерние общества с прямым контролем
Дочерние общества с косвенным контролем
Таблица 6
Прирост запасов углеводородов ведущих нефтяных компаний России, млн т
Компания 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Лукойл 33,6 42,3 ■ 32,1 25,4 35,7 70,1 128,8
ТНК - 4,1 12,1 4,7 13,7 37,8 54,8
Сургутнефтегаз 6,8 10,9 21,0 24,4 27,2 34,8 35,5
ЮКОС 29,5 21,3 52,7 32,2 31,6 41,1 48,5
свернули свою разведку и не обеспечивали воспроизводства собственной ресурсной базы.
Информация об оценке стоимости проектов приведена в табл. 7. Накопленные денежные потоки по основным зарубежным проектам составили уже почти 600 млн дол. США. Сегодняшняя сравнительная оценка - свыше 5 млрд дол. США. Все запасы абсолютно ликвидны, особенно в Казахстане и на Каспии. Увеличение запасов для компании - это ее дополнительная стоимость, рост ее привлекательности в глазах акционеров.
Важнейшей составной частью десятилетней программы реструктуризации является развитие зарубежных переработки и сбыта. Целью Лукойла как глобально ориентированной компании является приобретение не только, а скорее всего, не столько НПЗ, сколько сети сбыта, при которой НПЗ является средством наиболее эффективной поставки продуктов. Помимо глобализационных соображений в пользу такого нацеливания деятельности компании можно привести причины и иного характера. Дело в том, что сам по себе НПЗ не приносит никакой существенной стоимости, если он оторван от технологической цепочки, на конце которой находится АЗС. И поэтому не случайно, что Лукойл имеет сегодня в Европе 500 - как собственных, так и арендуемых - АЗС. Это - сознательно реализуемая стратегия компании на вхождение в глобальную экономику.
Оценка стоимости но
Географически бизнес Лукойла может быть подразделен на два блока: Северный (Прибалтика, Польша, Белоруссия, Финляндия) и Южный (Балканы, Украина). Эти регионы традиционно являются потребителями, и здесь наблюдается наиболее высокая маржа. Выход на высококонкурентные рынки (Чехия, Германия, Австрия и др.) в настоящее время руководство Лукойла считает нецелесообразным, поскольку эффективность операций там ниже по сравнению с указанными блоками регионов.
В Восточной Европе НПЗ, АЗС и оптовая торговля Лукойла принесли в 2000 г. 90,5 млн дол. США (до уплаты налогов), в 2001 г. предположительно эта цифра ниже почти вдвое из-за ухудшения конъюнктуры. Следует, однако, подчеркнуть, что инвестиции в указанные страны с целью развития сбытовой сети и реконструкции НПЗ себя окупают: они прибыльны сегодня и, предположительно, будут приносить прибыль в будущем.
Лукойл активно участвует в приватизации зарубежных компаний. Компания в настоящее время принимает участие в приватизации греческой нефтяной компании Hellenic Petroleum, которая располагает: (а) двумя НПЗ в Греции, нефтехимическими предприятиями; (b) НПЗ в Македонии и возможностями по сбыту; (с) сетью из 1 500 АЗС, оптовыми терминалами в Греции; (d) сетью АЗС в Албании и Грузии. Поскольку Балканы являются
Таблица 7
IX проектов по добыче
Проекты Вложенные средства, млн дол. США Накопленные денежные потоки (2), млн дол. США Сравнительная оценка, млн дол. США Минимальная DCF-оценка, млн дол. США Сравнимая сделка
Зарубежные проекты (1) Азери-Чираг-Гюнешли 309 254 731 Devon/Ramco (фев2001)
Карачаганак 498 140 1 301 Экспертная оценка
Кумколь 154 198 310 Hurricane Hydrocarbons
Российские проекты Ямалнефтегазодобыча (proved) 100 2 946 «IOKOC»/Arctc Gas (3)
Итого 1 061 592 5 288 2 259
Примечание', информация о сравнимых сделках по данным UBS Warburg; (1) - оценки для долей «ЛУКОЙЛа» в проектах; (2) - с начала проекта по 2001 г.; (3) - коэффициент по доказанным (proved) запасам Arctic Gas.
для Лукойла стратегически приоритетным регионом, то ясно, что через приобретение акций греческой компании Лукойл выйдет на совершенно новый для себя уровень деятельности в этом регионе. Во-первых, ожидается стремительный рост потребления нефти на Балканах - более 33% до 2015 г., в основном за счет стран бывшей Югославии, во многих из которых прогнозируется примерно 50-процентный рост. Во-вторых, потребление в самой Греции будет увеличиваться, но более умеренно, - рост до 2015 г. составит не более 6 - 7%. В перспективе Балканы будут потреблять свыше 50 млн т нефти, что, возможно, будет самым высоким спросом в Европе. И, чтобы не остаться в стороне, в настоящее время Лукойл совместно с Latsis Group
подал заявку на приобретение 23,17% акций греческой компании Hellenic Petroleum.
В отношении акционерной стоимости Лукойла можно сказать, что в компании определены четыре основные позиции, по которым намечается осуществить увеличение акционерной стоимости:
• рост экспортных продаж;
• сокращение операционных затрат (добычи, переработки, сбыта);
• ускорение ввода новых месторождений;
• повышение доходности инвестиций (с установлением определенной нормы доходности, отвечающей росту акционерной стоимости капитала). Таковы состояние и тенденции развития ОАО
«Лукойл» в целом.
