Что ждет нефтегазовый сектор после пандемии коронавируса

McKinsey прогнозирует фундаментальные изменения в нефтяной отрасли

Фото: shutterstock/Jaochainoi1980

Несмотря на то, что глубина и продолжительность нынешнего нефтяного кризиса остаются неясными, исследования аналитиков показывают, что без фундаментальных изменений будет трудно вернуться к привлекательным показателям, которые исторически преобладали в нефтегазовой отрасли.

По своему текущему курсу и скорости отрасль может вступить в эпоху, определяемую интенсивной конкуренцией, устойчивым снижением спроса, скептицизмом инвесторов и усилением давления со стороны общественности и правительств в отношении воздействия на климат и окружающую среду, отмечает международная консалтинговая компания McKinsey в своей аналитической статье. Хотя нефть и газ, учитывая их роль в обеспечении доступной энергии, останутся рынком с многомиллионным оборотом в течение десятилетий.

Уроки прошлого

После кризиса в начале 1980 годов нефтяная отрасль создала исключительную акционерную стоимость. В период с 1990 по 2005 год совокупный доход акционеров во всех сегментах отрасли, кроме компаний по переработке и маркетингу, превышал аналогичные показатели индекса S&P 500. Спрос на нефть и газ вырос, а компании держали расходы на низком уровне. Новые, более крупные компании, образовавшиеся в результате поглощения менее крупных, создавали ценность на протяжении десятилетий.

В первые годы периода с 2005 по январь 2020 года структура прибыли отрасли была благоприятной. Спрос на нефть рос более чем на 1% в год, на сжиженный природный газ (СПГ) - на 3-5%. В связи со значительной высокой себестоимостью продукции, необходимой для удовлетворения спроса, рыночная клиринговая цена выросла. Воодушевленные этой весьма благоприятной отраслевой структурой, благодаря доступности низкопроцентного капитала, компании инвестировали значительные средства в добычу. Гонка за тем, чтобы быстрее добывать больше баррелей из более сложных ресурсов, привела к резкой инфляции затрат, особенно в проектировании и строительстве.

Значительные инвестиции были вложены в сланцевую нефть и газ, что имело несколько серьезных последствий. Они изменили структуру добывающей промышленности. Сланцевая нефть средней стоимости вытеснила гораздо более дорогостоящую добычу, такую как нефтеносные пески и угольный газ. В то время как с 2016 года ОПЕК сократила добычу нефти и природного газа на 5,2 млн баррелей в сутки, за этот же период сланцы добавили 7,7 млн.

В 2009-2010 и 2014-2016 годах рынки капитала были щедры по отношению к нефтяной промышленности. Многие инвесторы сосредоточились на росте объема, финансируемом за счет долга, а не на операционных потоках денежных средств и дисциплине капитала, полагая, что цены продолжат расти. В 2020 году падение спроса из-за COVID-19 и избыток предложения привели к беспрецедентному кризису в отрасли.

Теперь даже при наиболее благоприятном прогнозе цены на нефть до докризисных уровней от $50 до $60 за баррель могут восстановиться в 2021 или 2022 годах. При другом сценарии эти ценовые уровни могут быть достигнуты после 2024 года. В любом случае, в ближайшие несколько лет нефть будет переживать не лучшие времена.

Спрос на нефтепродукты снизился как минимум на 20%, что привело к кризису в переработке. Пройдет не менее двух лет, прежде чем спрос на бензин восстановится, а перспективы для авиатоплива особенно мрачны.

В McKinsey ожидают, что рост спроса на углеводороды, особенно на нефть, достигнет пика в 2030-х годах, а затем начнется медленное снижение.

Кризис как катализатор

В сегменте разведки и добычи, вероятно, произойдет слияние компаний. Выживут только крупные компании и более мелкие, по-настоящему ловкие и инновационные игроки. Широкая консолидация необходима для снижения удельных затрат за счет синергетического эффекта, считают эксперты.

Нефтеперерабатывающие заводы с высокими затратами или плохой близостью к растущим рынкам, не входящим в ОЭСР, закроются. Хотя в некоторых странах, как было в 1980 и 1990 годах, правительства могут вмешаться, чтобы поддержать неэффективные активы.

Нефтехимия была и может оставаться привлекательной отраслью для инвестиций и создания стоимости, особенно комплексные интегрированные нефтеперерабатывающие и нефтехимические установки.

Газ является наиболее быстро растущим ископаемым топливом, который необходим для перехода от угля к возобновляемым источникам энергии. Мировой спрос на газ достигнет своего пика в конце 2030 годов, поскольку электрификация отопления и развитие возобновляемых источников энергии могут привести к снижению спроса. В долгосрочной перспективе газ столкнется с тем же давлением, что и нефть.

Национальные нефтяные компании подвергнутся дополнительному давлению из-за их важной роли в качестве вкладчиков в государственные бюджеты и социальные потребности правительств. Сложный выбор между отраслевой дисциплиной снабжения и защитой доли рынка усилится. Для компаний, не имеющих ресурсов с наименьшими затратами, станет важной необходимость фундаментальных изменений, например, путем приватизации или переосмысления сотрудничества с международными компаниями.

В целом для большинства компаний мировой нефтегазовой отрасли изменение стратегии и, возможно, бизнес-модели является обязательным условием. Общим требованием является перераспределение капитала, основанное на глубоком понимании рыночных тенденций, готовности трансформировать существующие операционные модели.

Компании должны сделать жесткий и основополагающий выбор в отношении всей базы активов и перманентно перераспределять капитал от предприятий с более низкой прибылью к тем компаниям, которые лучше всего соответствуют будущим созданиям стоимости и источникам самобытности. Ряд компаний могут выбрать этот момент для ускорения движения к энергетическим технологиям будущего. Все это должно происходить в условиях, когда компаниям необходимо восстанавливать доверие на рынках капитала, обеспечивая привлекательный доход.

banner_wsj.gif

218 просмотров

Почему энергетики потребовали повышения тарифов

Участники рынка считают, что это покроет лишь текущие затраты энергоснабжающих станций

Фото: Аскар Ахметуллин

Новые предельные тарифы на электроэнергию в Казахстане утвердило Минэнерго РК – приказ был опубликован 30 июня. По мнению участников рынка, даже после повышения тарифы покроют лишь текущие затраты энергоснабжающих станций в 2020 году. Дальнейший рост стоимости топлива и увеличение гарантированного объема закупа у производителей возобновляемой энергии может привести к новому пересмотру тарифов.

Энергетики массово подали заявки на повышение установленных предельных тарифов в апреле 2020 года – обращение о корректировке тарифа прозвучало со стороны 35 из 44 действующих энергопроизводящих организаций страны. Директор департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики Айдос Дарибаев объяснил: хоть в октябре прошлого года было утверждено повышение предельных тарифов энергопроизводящих организаций в среднем на 15%, а тарифы на электрическую энергию в соответствии с действующим законодательством устанавливаются на семь лет, но при этом производители электро­энергии имеют право обращаться за внеочередным повышением в случае фактического увеличения затрат. И именно фактическое увеличение затрат, по словам представителя Минэнерго, стало причиной обращения о корректировке тарифа.

Дорогие источники  

«С начала 2020 года увеличились затраты на приобретение топлива на 9,9%, тарифы на электроэнергию от возобновляемых источников энергии увеличились на 9,3%, при этом объем вырабатываемой энергии от ВИЭ увеличился в два раза. Также увеличились в тарифе доли платежей в бюджет и оплаты услуг системного оператора», – перечислил все форс-мажорные обстоятельства Дарибаев. По его словам, доля затрат на топливо в себестоимости электроэнергии составляет 35% в угольной генерации и 60% – в газовой. При этом еще 11% затрат традиционных энергопроизводителей уходит на закуп у ВИЭ по очень высокому тарифу. По данным участников рынка, киловатт зеленой электроэнергии обходится им сейчас в 43 тенге, а реализовывать его конечному потребителю они вынуждены по цене, не превышающей их предельный тариф.

Для понимания разницы: максимальное значение предельного тарифа до сих пор было у ТОО «МАЭК-Казатомпром» и равнялось 11,64 тенге за киловатт-час. И если ранее традиционная энергетика страны еще справлялась с ролью спонсора альтернативной энергетики, то сейчас в совокупности с другими факторами двукратный рост объемов этих закупок стал одной из причин повышения тарифов. 

«По возобновляемым источникам у нас наблюдается ежегодный рост закупаемого объема, все станции традиционной генерации закладывают в себестоимость данные расходы. В этом году фактически доля от закупа электроэнергии от ВИЭ в себестоимости киловатт-часа достигла одного тенге, выросла с 45–50 тиын до 95 тиын – 1 тенге в структуре себестоимости одного киловатта по энергопроизводящим организациям «Самрук-Энерго»; по рынку, наверное, то же самое произошло, – говорит управляющий директор по финансам – член правления АО «Самрук-Энерго» Айдар Рыс­кулов. – Вторая равнозначная причина – рост цен на топливо и рост стоимости его транспортировки. Основной поставщик энергетического угля – это «Богатырь Комир». В силу того, что он также находится в портфеле «Самрук-Энерго», мы в прошлом году согласовали повышение на 9,9%, в структуре затрат оно дало 2% роста себестоимости киловатта – это, грубо говоря, до 50 тиын», – добавил он.

В результате повышения этих составляющих многие электростанции стали работать в убыток: по словам директора ТОО «Степногорская ТЭЦ» Валерия Донцова, при установленном для его станции предельном тарифе 7,1 тенге за кВт*ч по факту себестоимость вырабатываемой электроэнергии перевалила за 8 тенге. Энергетикам при этом надо индексировать зарплату своему персоналу, поскольку отрасль и так испытывает кад­ровый голод: ее предприятия просто неконкурентоспособны на региональных рынках труда. «У нас на станции средняя зарплата составляет 117 тыс. тенге при средней зарплате в отрасли в 191 тыс. тенге и при зарплате на промышленных предприятиях региона свыше 200 тыс. тенге, – говорит Донцов. – Как можно удержать людей при такой разнице, если мы еще и в убыток себе работаем последние полгода?».

На модернизацию все еще не хватает

Минэнерго согласовало увеличение предельных тарифов энергопроизводящих организаций в среднем на уровне 16%, что в IV квартале 2020 года обернется для конечного потребителя прибавкой в 200 тенге в месяц к текущим счетам. При этом, по словам экспертов, нынешнее повышение тарифов позволит станциям лишь выйти в ноль по расходам в текущем году, а вот решить проблему износа оборудования станций на 60% оно не поможет. С модернизацией генерирующих мощностей в стране вообще сейчас все достаточно сложно, констатирует первый заместитель генерального директора АО «Центрально-Азиатская Электроэнергетическая Корпорация» Дюсенбай Турганов.

«Как известно, тариф на элект­роэнергию с 2019 года поделен на две составляющие с вводом рынка электрической мощности, – напоминает Турганов. – Предполагалось, что для инвестиций будет использоваться тариф на мощность, который изначально должен был составить 700 тыс. тенге/МВт*мес., которого было явно недостаточно для выполнения инвестиционных программ. В итоге данный тариф был утвержден в размере 590 тыс. тенге/МВт*мес., что только усугубило ситуацию. Решение о применении нулевой рентабельности окончательно могло поставить крест на будущем электроэнергетики страны, учитывая, что многие энергокомпании для реконструкции и модернизации оборудования брали большие кредиты, которые нужно выплачивать, при этом средств для инвестиционных программ практически нет», – добавляет он.   

По словам управляющего директора по развитию и продажам – члена правления АО «Самрук-Энерго» Марата Улданова, страна нуждается не только в модернизации действующих, но и в вводе новых мощностей традиционной генерации. 

Потребление электроэнергии в Казахстане ежегодно вырастает на 3–5%, по 3 млрд кВт*ч.  «Сейчас генерирующие мощности покрывают этот рост, но пиковые часы потребления, с 18.00 до 22.00, когда оно вырастает на 30% от нормы, нам уже покрывать тяжело – у нас уже не хватает резервов в Казахстане. И нет денег, чтобы создать эти резервы», – отмечает Улданов. Он напоминает, что в 2024 году на Экибастузской ГРЭС будет запущен новый блок в 500 мВт, в 2027 году там же произойдет запуск еще одного такого блока. Каждый из них по году способен будет производить 2,5 млрд кВт*ч, то есть при нынешних темпах роста потребления Казахстану необходимо вводить по одному такому блоку ежегодно. А его стоимость колеблется от 90 млрд тенге (при имеющейся инфраструктуре) до 300 млрд тенге (при строительстве с нуля). Очевидно, что таких денег нынешний тариф энергетикам не даст, но без нынешнего повышения станции стали бы использовать свои доходы, получаемые на рынке мощности и предназначенные для модернизации на покрытие своих текущих затрат, отмечает независимый эксперт Ануар Кошкарбаев.

«Текущее повышение тарифов не есть решение всех проблем станций, которые имеются сегодня, – это лишь восстановление тех условий работы станций, когда их тарифы на электро­энергию позволяют им полностью покрывать свои затраты на ее производство, – отмечает эксперт. – Но тут надо понимать, что без таких мер мы через три-четыре года можем прийти к той же ситуации, которая была в 2008 году, когда в энергосистеме из-за длительной нехватки средств у станций назревал дефицит мощности. Что было после 2008 года, мы все помним: была оперативно принята программа «предельных тарифов», которые начали резко расти, – иного выхода уже не было. Так что рост тарифов будет и дальше, сомнений нет, ведь расширение мощностей требует еще больше инвестиций, просто сейчас еще есть возможность прийти к этому росту постепенно», – заключает он.

banner_wsj.gif

#Коронавирус в Казахстане

Читайте нас в TELEGRAM | https://t.me/kursivkz

Читайте свежий номер