Разведка и добыча нефти и газа являются центральным звеном деятельности компании. ЛУКОЙЛ осуществляет разведку и добычу в 14 странах мира, основные проекты сосредоточены в России, Средней Азии и на Ближнем Востоке.
- О компании
- Запасы и геологоразведка
- Структура доходов компании
- Перспективы роста
- Финансовые результаты
- Акционерная доходность
- Прогноз
26 октября 2021
Нефть и прогнозы по сектору: позитивный, реальный и негативный
8 минут
О компании
ЛУКОЙЛ обеспечен доказанными запасами на 19 лет — это почти вдвое выше среднего показателя крупнейших международных нефтегазовых компаний в размере 10,5 лет. Реализация продукции осуществляется на территории более чем 100 стран мира.
Доходность капитала, возврат инвестиций и непрерывное создание акционерной стоимости — стратегические цели Группы ЛУКОЙЛ.
Запасы и геологоразведка
По состоянию на конец 2021 года объем доказанных и вероятных запасов компании оценивался в размере 21,3 млн баррелей н. э., а с учетом возможных — 24,2 млн баррелей н. э. Почти 90% доказанных запасов углеводородов приходится на Россию, основная часть которых располагается в Западной Сибири. По международным проектам 40% доказанных запасов приходится на Узбекистан, где ЛУКОЙЛ реализует крупные газовые проекты. Основная часть запасов относится к категории «традиционных», которые можно добывать с суши, — это важнейшее конкурентное преимущество. Оно обеспечивает компании низкие удельные расходы на разработку и добычу. При этом около 60% доказанных запасов углеводородов относятся к категории «разбуренные» — они могут быть извлечены из существующих скважин при помощи специального оборудования.
ЛУКОЙЛ осуществляет геологоразведочные работы в 12 странах мира, при этом основной объем сосредоточен в России. За рубежом компания участвует в проектах в Мексике, Ираке (проект «Западная Курна-2»), Египте, Персидском и Гвинейском заливах, Черном, Каспийском и Баренцевом морях. В 2020 году успешность поисково-разведочного бурения Группы находится в пределах 90%, что является многолетним максимумом и выше аналогичного показателя у иностранных нефтемейджеров. При этом в Ираке, Египте и Мексике, а также на территории России — в Большехетской впадине, Каспийском море, Тимано-Печоре и Предуралье — успешность составила 100%.
15 марта 2022
Роснефть: рост чистой прибыли и развитие новых проектов
11 минут
Структура доходов компании
Добыча нефти и природного газа в 2021 году составила 81,14 млн т и 32,2 млрд кубов соответственно. При этом около 8,5% нефти и 40% природного газа компания добывает в рамках международных проектов в Узбекистане, Ираке и Египте, а также в Азербайджане, Казахстане, ОАЭ и Республике Конго. Масштабная ресурсная база и низкая себестоимость добычи являются основными конкурентными преимуществами ЛУКОЙЛ.
Согласно общепринятой международной классификации за 2021 год, добыча всех углеводородов компании с учетом доли в ассоциированных организациях и совместных предприятиях в расчете на нефтяной эквивалент составила 2 197 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки, что на 3,8% выше по сравнению с 2020 годом. На нефть и жидкие углеводороды пришлось около 76,4% объема добычи (1651 тыс. баррелей в сутки, +1,6% г/г), на природный газ — 23,6% (+11,4% г/г).
Нефтепереработка также является одним из источников дохода компании. В активе компании — четыре НПЗ в России. Они расположены в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде и Ухте. Еще три НПЗ расположены в Европе — в Италии, Румынии, Болгарии. Также Группа имеет 45%-ую долю в НПЗ в Нидерландах. Суммарная мощность всех НПЗ ЛУКОЙЛ составляет 80,4 млн т.
Все заводы компании были модернизированы и по технологическому уровню и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень. Европейские мощности находятся на одном уровне с западными конкурентами. На долю зарубежных НПЗ приходится около 32% нефтепереработки. Наряду с собственным производством нефтепродуктов компания перерабатывает нефть на сторонних заводах в зависимости от рыночной конъюнктуры и других факторов. В 2021 году объем переработки нефтяного сырья на НПЗ группы составил 60 млн тонн, увеличившись на 9,2% по сравнению с 2020 годом.
Переработку газа и широкой фракции легких углеводородов компания осуществляет на трех собственных газоперерабатывающих заводах в Западной Сибири, Тимано-Печоре и Поволжье, а также на Пермском НПЗ и площадке нефтехимического комплекса в Ставропольском крае. Эти заводы обеспечивают переработку попутного нефтяного газа для производства жидких углеводородов и товарного газа, а также подготовку природного газа, поступающего с месторождений компании. Объем газопереработки составляет около 4 млрд куб. м в год.
Нефтехимия и полимерные материалы выпускаются на двух заводах в России, а также на НПЗ в Италии и Болгарии. Значительный объем выпускаемой продукции реализуется на российском рынке, а также экспортируется более чем в 30 стран мира. За 2021 год объем производства продукции составил 1,1 млн т. Последовательное увеличение производства и ассортимента этого сектора является одним из перспективных направлений для компании.
Масла производятся на восьми собственных площадках, двух совместных и 25 привлеченных предприятиях. Российские площадки включают производство масел полного цикла на Пермском и Волгоградском НПЗ, а также смешение масел на заводе в Тюмени и производство смазок в рамках совместного с ОАО «РЖД» предприятия ИНТЕСМО в Волгограде. За рубежом производственные активы представлены собственными заводами по смешиванию масел из готовых компонентов в Австрии, Казахстане, Румынии, Турции и Финляндии, а также совместным предприятием по производству присадок в Беларуси. Суммарный объем производства масел составляет около 1,0 млн тонн, смешивания из готовых компонентов — 165 тыс. тонн, из которых почти 80% приходится на заводы в Европе.
Энергетические мощности в России, Румынии, Болгарии и Италии суммарно составляют 6,2 ГВт, из них 30% — это обеспечивающая генерация, используемая предприятиями Группы, а 70% — коммерческая генерация, реализуемая на открытом рынке. В РФ основные энергетические мощности расположены на юге европейской части России. В портфеле компании также присутствуют объекты возобновляемой энергетики: четыре гидроэлектростанции в России суммарной установленной мощностью 291 МВт, а также три солнечные электростанции суммарной мощностью 40,3 МВт. Солнечные станции построены на незадействованных промышленных площадях НПЗ. ЛУКОЙЛ владеет ветроэлектростанцией Land Power мощностью 84 МВт в Румынии. За 2021 год объем коммерческой генерации электроэнергии составил 15,8 млрд кВт-ч.
ЛУКОЙЛ реализует нефть, газ и продукцию переработки на внутреннем и международном рынках на территории более чем 100 стран мира, распределяя потоки в зависимости от конъюнктуры. Группа владеет тремя собственными терминалами по перевалке нефти и нефтепродуктов в России и одним в порту Барселоны в Испании суммарной мощностью 36 млн т нефти и нефтепродуктов в год. Компания также использует для перевалки нефти собственное плавучее нефтехранилище на Каспийском море. Кроме этого, ЛУКОЙЛ владеет 12,5%-ой долей в нефтепроводе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), который прокачивает нефть с месторождений Западного Казахстана и юга России в морской терминал под Новороссийском.
В состав группы также входит трейдинговый бизнес под брендом ЛИТАСКО, который получает дополнительную прибыль от торговли покупными углеводородами во всех регионах мира. Дистрибуция продукции основана на долгосрочных отношениях с крупнейшими НПЗ в странах Юго-Восточной Азии, США, Канаде и других государствах. На долю собственных объемов нефти и нефтепродуктов Группы приходится около трети всей торговой деятельности ЛИТАСКО, в то время как остальные две трети составляют торговые операции с покупными углеводородами.
В дополнение к оптовым каналам дистрибуции ЛУКОЙЛ владеет и управляет развитой рознично-сбытовой сетью. Компании принадлежит более чем 5,2 тыс. АЗС, примерно половина которых расположена за рубежом, а также бизнес по заправке морских судов и самолетов. На розничную реализацию нефтепродуктов через собственную сеть АЗС в 2021 году пришлось 13,9 млн тонн, что составляет 22% от объема всей нефтепереработки.
Также ЛУКОЙЛ осуществляет поставки авиакеросина в аэропорты и реализует судовое топливо в морских и речных портах как в России, так и за рубежом. Компания ведет свою бункеровочную деятельность в 25 портах шести регионов России, а также в портах Болгарии и Румынии. Основные места бункеровки судов — порты Балтийского, Баренцева, Черного морей, внутренние водные пути России. Поставки авиакеросина осуществляются преимущественно в 33 крупнейших аэропортах России и Болгарии, а также по договорам со сторонними топливозаправочными компаниями. Объемы реализации варьируются год к году под влиянием различных факторов и составляют 2,7–3,3 млн т бункеровочного топлива и 2,5–4,7 млн т авиационного керосина.
13 октября 2021
Татнефть: ставка на нефтепереработку и дивиденды
12 минут
Перспективы роста
Проекты с высокой добавленной стоимостью находятся в приоритете компании. Они связаны как с разработкой новых месторождений, так и с увеличением добычи на зрелых месторождениях за счет увеличения объема эксплуатационного бурения и операций по повышению нефтеотдачи пластов.
Ключевыми проектами роста являются месторождения российского шельфа Каспийского моря. Благодаря усилиям компании в этом регионе было открыто десять месторождений с суммарными начальными извлекаемыми запасами 7 млрд баррелей н.э. Месторождения Северного Каспия отличаются уникальной геологией, позволяющей достигать рекордных начальных дебитов добычи углеводородов. Только за счет развития добывающих мощностей на существующих месторождениях компания может увеличить объем добычи нефти на 24,5 млн баррелей в год, природного газа — на 10 млрд куб. м в год. При этом ключевые направления развития заключаются в увеличении вертикальной интеграции, направленной на увеличение переработки и выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью в сфере нефте- и газохимии.
По оценкам компании, структура потребления первичной энергии будет меняться в сторону увеличения доли возобновляемых источников в энергетическом балансе. Доля ископаемых топлив в первичном потреблении энергии будет снижаться, однако оставаться при этом значительной.
Транспорт является ключевым фактором неопределенности для спроса на нефть. Но даже при пессимистическом для двигателей внутреннего сгорания прогнозе потребление жидких углеводородов будет оставаться стабильным минимум до 2030 года. В базовом сценарии рост потребления жидких углеводородов будет продолжаться до 2035 года до уровня в 110 млн баррелей в сутки, прежде чем перейти к снижению. Спрос на газ в среднесрочной перспективе будет демонстрировать более высокие темпы роста — углеродный след природного газа существенно ниже, чем нефти и угля, что будет стимулировать его использование в индустриальных странах на горизонте до 2050 года. По оценкам компании, потребность в новых проектах добычи газа к 2050 году оценивается в диапазоне от 2,3 до 4,4 трлн куб. м. В связи с этим ЛУКОЙЛ уделят особое значение развитию своего газового бизнеса.
Естественное падение добычи крупных западных нефтемейджоров, которые в последние несколько лет примерно вдвое сократили инвестиции в геологоразведку и освоение месторождений, может привести к росту себестоимости барреля к 2030 году до уровня в $69–80. Это приведет к росту маржинальности барреля компании ЛУКОЙЛ даже при сохранении текущих трендов, поскольку у Группы обширная ресурсная база и одна из самых низких в мире себестоимостей.
Затраты на разработку и операционные расходы компании ЛУКОЙЛ составляют $9 за баррель н.э. для традиционных месторождений, $13 — для средних и около $25 — для сложно извлекаемых запасов сверхвязкой нефти.
01 апреля 2022
РСБУ отчетность: что это такое и ее отличие от МСФО
12 минут
Финансовые результаты
По итогу 2021 года выручка от реализации продукции компании составила 9 435,1 млрд рублей, увеличившись на 67,3% по сравнению с 2020 годом. Такая динамика в основном связана с ростом цен на углеводороды, изменением курса рубля, увеличением объемов добычи нефти в России и газа за рубежом, а также объемов переработки и трейдинга нефтью и нефтепродуктами.
Средняя цена реализации нефти сорта Urals выросла на 67% до $69,10 за баррель, дизельного топлива — на 58,6% до $582,33 за тонну, высокооктанового бензина — на 77% до $676,22 за тонну. Средние оптовые цены на дизельное топливо и бензин (Аи-92) в России за год увеличились на 17% г/г — до 43 625 и 46 083 руб/т.
Показатель EBITDA увеличился более чем в два раза и составил 1 404,4 млрд рублей. При этом рост EBITDA сдерживался отменой налоговых стимулов по высоковязкой нефти и ухудшением результатов розничного бизнеса в России. По состоянию на конец 2021 года соотношение «чистый долг / EBITDA» составило 0,54х, а операционная прибыль превышает процентные расходы в 36 раз.
За этот же период чистая прибыль компании увеличилась до 773,4 млрд рублей по сравнению с прибылью в размере 15,2 млрд рублей годом ранее, а свободный денежный поток достиг 693,6 млрд рублей по сравнению с 281,1 млрд рублей в 2020 году. За счет сохранения высоких экспортных цен на нефть и нефтепродукты высокая динамика доходов компании может сохраниться и в текущем году.
27 октября 2021
Высокодоходные облигации: плюсы, минусы и риски
7 минут
Акционерная доходность
У компании прогрессивная дивидендная политика, направленная на сбалансированное распределение денежного потока. Ее ключевыми положениями является направление на выплату дивидендов не менее 100% от скорректированного свободного денежного потока компании по данным МСФО.
Дивиденды выплачиваются дважды в год, при этом размер промежуточного дивиденда рассчитывается по данным консолидированной финансовой отчетности за шесть месяцев. Кроме этого, компания периодически выкупает собственные акции, тем самым увеличивая долю существующих акционеров и размер свободного денежного потока в расчете на акцию.
Прогноз
В отличие от Газпрома и Роснефти, ЛУКОЙЛ — негосударственная энергетическая компания. Это один из крупнейших производителей нефти и газа в России, который отличается высокой операционной эффективностью и стабильной дивидендной политикой. Низкий уровень долга, сильный портфель активов в разведке и добыче, а также перспективы роста маржи за счет увеличения переработки и объемов выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью делают ценные бумаги компании привлекательными для инвесторов.
В данный момент компания торгуется почти по такой же цене, как и после снижения фондовых рынков на фоне COVID-19, когда нефть стоила $30. Сегодня нефть торгуется в районе $110 за баррель, при этом экспортные доходы компании номинированы в долларах при относительно стабильных затратах в рублях.
В данный момент производители российской нефти вынуждены ее продавать с дисконтом $25–30 к сорту Brent по сравнению с $2–3 кварталом ранее. Однако даже с таким дисконтом экспортная цена сырой нефти в диапазоне $80–90 значительно превышает среднюю цену за 2021 год. С учетом изменения курса рубля стоимость российской нефти оценивается в районе рекордных 8800 рублей за баррель. Ориентировочный форвардный коэффициент P/E 4,7 и дивидендная доходность выше 16% показывают, что у компании есть потенциал роста.
