"Бизнес и власть", 10 декабря

Приобретение нацкомпанией иностранных активов идет в ущерб развитию отечественного нефтегазового комплекса, считают некоторые эксперты-экономисты. Однако, по мнению представителей самого КазМунайГаза, выход компании на международный рынок полностью отвечает экономическим интересам республики.

Дорогие амбиции
В октябре портфель зарубежных активов КазМунайГаза (КМГ) пополнился новым проектом. Казахстанско-корейский консорциум в составе КМГ (представленного "дочкой" – "Разведкой Добычей "КазМунайГаз") и южнокорейской Korea Gas (KOGAS)1 выиграл тендер на разработку одного из газовых месторождений в Ираке – Аккас. Месторождение с запасами газа, оцениваемыми в 160 млрд куб. м, расположено в западной части Ирака в провинции Анбар. В соответствии с условиями тендера 25% актива будет принадлежать госкомпании Ирака, а оставшаяся часть будет разделена поровну между казахстанским и корейским партнерами.
Консорциум KOGAS-КМГ (такой же состав был в неудачном декабрьском 2009 года тендере на иракское нефтяное месторождение Гарраф, только помимо казахстанской и корейской компаний там участвовала итальянская Edison) согласился получать $5,5 за каждый дополнительно добытый баррель нефтяного эквивалента, а пиковая добыча на месторождении составит 11,3 млн куб. м газа в день. Предложение консорциума KOGAS-КМГ оказалось для Ирака выгоднее предложения франко-турецкого консорциума, состоящего из Total и Turkish Petroleum International, который хотел получать $19 за каждый дополнительный баррель нефтяного эквивалента при пиковой добыче 10,6 млн куб. м газа в день.
Подписание контракта намечается на конец этого – начало следующего года. Компаниям, участвовавшим в иракском тендере, предлагаются 20-летние контракты. При этом добытый газ будет использоваться для поставок электростанциям и для других внутренних нужд Ирака, частично экспортироваться.
О сумме инвестиций в проект участники консорциума не заявляли. А деньги, учитывая практическое отсутствие в Ираке развитой газовой инфраструктуры, потребуются немалые. Так, тендер на право разрабатывать расположенное на юге Ирака месторождение Сиба (запасы всего 3 млрд кубометров) достался консорциуму из турецкой TPAO и кувейтской Kuwait Energy. Представители консорциума уже сообщили, что инвестируют в данный проект около $1 млрд. При этом, например, чистая прибыль "РД КМГ", рассчитанная по МСФО, в 2009 году сократилась на 13% по сравнению с 2008-м и составила $1,42 млрд (209,7 млрд тенге).
Следует отметить и то, что работа в Ираке связана с высокими экономическими и политическими рисками. В частности, прошедший газовый тендер может усугубить ситуацию в Ираке. В провинции Анбар прошли массовые демонстрации с требованием направлять все будущие прибыли от продажи добытого здесь газа исключительно в бюджет провинции. Подобные сделки не дают уникальных преимуществ, сопряжены с рисками и приносят прибыль лишь в долгосрочной перспективе.

Много чудес за туманами кроется
Безусловно, выход нацкомпании богатого нефтью государства на международную арену – факт многозначительный. И можно было бы порадоваться за расширяющий географию своего бизнеса КазМунайГаз – компанию, реализующую свои стратегические цели по развитию портфеля активов в секторе разведки и добычи не только в Казахстане, но и за рубежом. Как неоднократно заявляло руководство КМГ, "стратегия простая: нам нужно все, что приводит к увеличению прибыли".
Но, увы, пока о доходах от зарубежных приобретений говорить не приходится. Так, в декабре 2005-го КМГ через дочерний КазТрансГаз выкупил активы грузинской газораспределительной компании "Тбилгаз". Сделка преподносилась как расширение сферы влияния КМГ на международном рынке энергоресурсов. Заявлялось, что к 2010 году грузинская "дочка" начнет приносить весомую прибыль. В проект было инвестировано $100 млн, но затем возникли споры по сбору платежей с потребителей и по стоимости закупаемого газа. У компании "КазТрансГаз-Тбилиси" стали нарастать долги. Дальше – хуже: грузинское правительство передало этот актив под внешнее управление.
Другой пример. В свое время был приобретен нефтеперерабатывающий завод в Херсоне (Украина). Сначала сделке пели дифирамбы, но на практике оказалось: завод старый (построен еще в 1930-х), без ремонта, с долгами перед бюджетом. Покупку признали неудачной, и актив пришлось продать.
Проходит пара лет, и КМГ поэтапно становится 100%-ным владельцем румынской Rompetrol, имеющей нефтеперерабатывающий завод Petromidia. Сумма сделки ее участниками не раскрывалась, но, по экспертным оценкам, превысила $3 млрд. Зачем столь дорогое приобретение? Все опять просто. Покупка Rompetrol реализует идею создания вертикально-интегрированной компании, и сегодня этот актив является форпостом казахстанской нефти не где-нибудь, а в Евросоюзе! И не беда, что (как заявил в минувшем сентябре финансовый директор Rompetrol Group Дмитрий Григорьев) компания не приносит прибыли и не сможет ее получить до 2013 года, а в октябре власти Румынии забрали у КМГ за долги 44,6% акций перерабатывающего подразделения. Зато благодаря данному приобретению нефтегазовый комплекс Казахстана из статуса реципиента иностранных инвестиций вышел в доноры.
Поясним. Сегодня Petromidia модернизируется. "Мы $1,5 млрд туда вложили и в середине следующего года получим самый современный актив в Европе, который будет производить продукцию уровня стандарта Евро-6", – озвучил планы по завоеванию Европы глава КМГ Каиргельды Кабылдин на V Евразийском форуме KazEnergy в октябре этого года. С целью капитального ремонта румынского НПЗ КазМунайГаз планирует "реализовать здесь 61 проект и осуществить ревизию всего основного технологического оборудования, что будет способствовать повышению его эффективности и снижению выбросов в окружающую среду".
Планы впечатляют. Особенно если вспомнить, что компания, контролирующая все три казахстанских НПЗ – Атырауский, Шымкентский и Павлодарский, не может их вывести на современный уровень переработки сырья (стоимость реконструкции заводов составляет порядка $4 млрд). Проведенные же модернизации, к примеру, Атырауского НПЗ не дали заявляемых результатов. В итоге отечественная нефтепереработка с трудом осиливает Евро-2, тогда как в странах Евросоюза с 2009 года действует стандарт Евро-5, а в 2015-м начнется внедрение еще более жесткого Евро-6.
Морально и физически устаревшее оборудование отечественных НПЗ позволяет достигать глубину переработки нефти не выше 85%, а выход светлых нефтепродуктов составляет всего 30-36%, вследствие чего качество нефтепереработки значительно ниже мирового уровня (85-95% и 50-55% соответственно). Дефицит качественного топлива закрывается за счет импорта, зависимость от которого казахстанского рынка более чем очевидна. Согласно данным аналитической компании "Аргус", сейчас Казах-стан импортирует 500-800 тыс. тонн бензина и 400 тыс. тонн дизтоплива в год. По данным Министерства нефти и газа РК, до 40% высокооктанового бензина от внутреннего потребления Казахстан импортирует из России. И это при собственной добыче свыше 73 млн тонн нефти в 2009 году и одном из лидирующих мест в мире по разведанным запасам углеводородов (около 5 млрд тонн нефти и порядка 2 трлн кубометров газа)?!
В стране тем временем гадают, когда в самом Казахстане появится реальный (а не виртуально запланированный) "современный актив", позволяющий перевести автопарк хотя бы на стандарт Евро-3, который в Евросоюзе был введен еще в 1999-м.

За чей счет банкет?
КМГ не афиширует показатели долговой нагрузки, размеры выплат по внешним долгам и потребность в заемных средствах. Однако, по мнению аналитиков, нацкомпания испытывает значительный дефицит наличности, который не позволяет ей финансировать ряд проектов и сделок по приобретению активов без привлечения кредитов. Консолидированный долг КМГ оценивается в $12 млрд (как сообщил Интерфакс со ссылкой на главу "Самрук-Казыны" Кайрата Келимбетова). Для финансирования приобретения Rompetrol нацкомпания приняла решение о привлечении синдицированного кредита в $2,5 млрд сроком на три года, чтобы рефинансировать ранее привлеченный кредит в $3,1 млрд. Минувшим летом КМГ занял на фондовом рынке $1,5 млрд и продал доли в с трудом собранных нефтедобывающих активах на сумму $750 млн. Правда, покупателем была "Разведка Добыча "КазМунайГаз", но в ней нацкомпании принадлежит лишь 60%.
Впервые о недостатке средств у КМГ заявил, будучи министром энергетики и минеральных ресурсов, Сауат Мынбаев 26 февраля 2008 года на заседании правительства. "В результате интенсивных покупок всяких активов компания уже шатается", – отметил он тогда. Поддержанию кредитоспособности КМГ способствует помощь со стороны конечного акционера компании – правительства Казахстана. Примером этого стала ситуация с приобретением активов "Мангистаумунайгаза". Дефицит наличности не позволил нацкомпании завершить сделку как планировалось – до конца марта. Помог Китай, предоставивший Казахстану через свой Экспортно-импортный банк кредит в $10 млрд.
Безусловно, вхождение КМГ в проекты за пределами Казахстана очень важно для имиджа и нацкомпании, и государства в целом. Однако не слишком ли дорого последнему обходятся зарубежные амбиции КазМунайГаза?

Сергей СМИРНОВ, специально для аналитической службы Business Resource:

* * *

1KOGAS – южнокорейская газовая корпорация, крупнейший импортер сжиженного природного газа в мире и единственный его поставщик в Корею. Правительству Южной Кореи принадлежит 62% акций KOGAS. Основные направления деятельности компании – строительство и эксплуатация терминалов по приему сжиженного природного газа и газораспределительных сетей, реализация зарубежных газовых проектов и научно-исследовательские разработки в газовой отрасли.

* * *

Уникальные преимущества
Прежде всего необходимо отметить, что противопоставление "приобретения активов за рубежом" и задачи "превращения отечественной нефтегазовой отрасли в высокотехнологичный сектор" выглядит несколько надуманным. Участвуя в зарубежных проектах, будь то White Bear в Северном море или Аккас в Ираке, КМГ – через дочернюю компанию "РД КМГ" (далее – РД) – преследует цель не только увеличить прибыль, но и получить новый опыт, а также привлечь и освоить новые для Казахстана технологии.
Одновременно РД активно инвестирует в Казахстане как путем приобретения новых активов, так и путем финансирования геолого-разведочных работ (благодаря чему впервые после длительного перерыва на суше в Казахстане была найдена залежь нефти – Лиман). Кроме того, РД активно применяет современные методы нефтедобычи на своих основных активах – на Эмбе и в Узени.
Ирак весьма привлекателен для любой нефтегазовой компании, так как известен значительными запасами и крайне низкой себестоимостью добычи. В то же время перед РД не стояла задача победить в первом же тендере любой ценой: есть определенная экономика каждого проекта, и РД совместно с партнерами делала предложение, исходя из предварительно проведенного анализа. На конкурсе в декабре 2009-го предложение консорциума, в котором участвовала РД, было весьма конкурентоспособным и оказалось вторым из четырех поданных. РД не выиграла в этом тендере, поскольку не стала жертвовать экономической эффективностью исходя из своих оценок. Вряд ли это можно назвать "неудачным" тендером.
Теперь – об Аккасе. В этом тендере мы сделали предложение, которое "оказалось выгодным" не только для Ирака. Вот основные условия контракта на разработку месторождения Аккас.
● Срок действия – 20 лет с возможностью продления на пять лет.
● Отсутствие подписного бонуса.
● Гарантированное возмещение всех затрат по проекту, а также гарантированное получение прибыли в размере $5,5 за каждый добытый баррель нефтяного эквивалента вне зависимости от цен на углеводороды.
● Возмещение всех затрат на разработку месторождения происходит из условной выручки, рассчитываемой по формуле, исходя из среднерыночной цены экспорта нефти Ирака. В контракте идет привязка цен реализации газа месторождения Аккас (вне зависимости от направления, будь то внутренний рынок или экспорт) к средней цене реализации нефти Ирака именно на экспорт.
● Минимальные обязательства по затратам составляют $25 млн.
● Ответственность недропользователя ограничивается поставкой продукции до узла учета на территории месторождения. Дальнейшая транспортировка и маркетинг добытых углеводородов являются ответственностью иракской госкомпании.
● Механизм Take or Pay. Даже в случае если иракская госкомпания не может физически принять добытые углеводороды по какой-либо причине (отсутствие инфраструктуры, отсутствие рынка сбыта и т.д.), подрядчик все равно будет получать свое вознаграждение и возмещение затрат исходя из предполагаемых объемов добычи согласно утвержденной рабочей программе.
Иными словами, РД гарантировано возмещение всех затрат по проекту и получение дохода в $5,5 за баррель вне зависимости от того, куда будет направлен добытый газ. Более того, даже если он вообще не будет принят, РД получит вознаграждение. Инвестиции могут быть ограничены суммой в $25 млн, и если дополнительные вложения будут экономически невыгодны, РД вправе их не делать.
К сожалению, сейчас, до подписания контракта, мы не можем сообщить размер инвестиций в проект. Однако оценки, выносимые на основе сравнения инвестиций в месторождение Сиба ($1 млрд) с чистой прибылью РД, нельзя признать корректными. Инвестиции в проект будут вноситься в течение всего срока его существования – как минимум 20-25 лет. Таким образом, годовой объем инвестиций выглядит не таким уж устрашающим. При этом годовой объем добычи на Аккасе составит около 5 млрд кубометров газа. Для сравнения: годовой объем добычи газа в РК не превышает 35-40 млрд кубометров.
Что касается приобретения "Тбилгаза", то хотелось бы отметить, что КМГ работает в Грузии в соответствии с решениями казахстанско-грузинской межправкомиссии по торгово-экономическому сотрудничеству и меморандумом, подписанным в декабре 2005-го между правительством Грузии и АО "КазТрансГаз". С нашей стороны были выполнены все условия, в том числе разработан пятилетний план мероприятий по восстановлению систем газоснабжения Тбилиси. В результате сверхнормативные потери были снижены с 60% на момент вхождения до 20% по результатам осенне-зимнего отопительного периода 2008-2009 гг.
Вследствие российско-грузинского конфликта "КазТрансГаз-Тбилиси" был вынужден покупать газ у компании SOCAR Georgia Gas, 49% доли в которой принадлежит физлицам – резидентам Грузии. В 2008-м эта компания установила очень высокую закупочную цену – $190 за 1000 куб. м, в то время как в Казахстане максимальная цена составляла $85. При этом грузинская сторона отказалась повышать тарифы на поставку газа для столичных потребителей. Но, как любой инвестор, мы должны окупать вложенные средства. Как это можно сделать? Путем повышения тарифов для жителей Тбилиси либо снижения закупочной цены и достижения определенного баланса интересов. В настоящее время КМГ, Министерство нефти и газа РК совместно с грузинской стороной как раз обсуждают эти вопросы.
Возьмем другой зарубежный актив – The Rompetrol Group. Его приобретение было осуществлено в соответствии с поручениями Президента и правительства РК по выходу нацкомпаний на международные рынки. Чем это обусловлено? На сегодня экспортный потенциал Казахстана намного выше, чем потенциал роста внутреннего рынка. Ожидаемый объем добычи нефти в течение следующих 10 лет возрастет до 120-150 млн тонн, а экспортный потенциал КМГ составит порядка 30 млн тонн. Для решения задачи выхода казахстанской нефти на международные рынки и было принято решение о приобретении компании, способной обеспечить достижение такой цели.
Решение о покупке группы Rompetrol основывалось на ее привлекательности как единой "даунстрим"-компании, включающей в себя НПЗ, способный перерабатывать тяжелую нефть с высоким содержанием серы, и активы в области розничного сбыта и маркетинга. Rompetrol был приобретен КМГ в 2007 году по рыночной цене, что подтверждено ведущими мировыми консультантами (Purvin Gertz, ABN-Amro, PwC, Norton Rose и Wolf Theiss). Строительство нового завода в Европе "с нуля", по оценкам независимых экспертов, стоило бы нам порядка 6 млрд евро. А КМГ приобрел этот нефтеперерабатывающий актив за $1,75 млрд, и еще $1,1 млрд было направлено на рефинансирование задолженности Rompetrol.
Действительно, мировой кризис не обошел Rompetrol стороной, и глобальное падение спроса на нефтепродукты не могло не отразиться на финансовых показателях компании. Падение прибыльности нефтеперерабатывающего сектора вплоть до отрицательных значений является общемировой тенденцией. При этом исследования показывают, что убытки Rompetrol значительно ниже, чем у аналогичных нефтеперерабатывающих предприятий в регионе. Нам удалось не только не потерять долю рынка, но в отличие от основных конкурентов увеличить ее в среднем на 2%. В условиях кризиса, это достаточно высокий показатель.
Что касается долга Rompetrol Rafinare перед румынским правительством, то он остался у КМГ от прежнего владельца в размере 570 млн евро и сроком погашения до 30 сентября 2010 года. Чтобы снизить сумму выплат наличными, КМГ заплатил правительству 54 млн евро, а на остальную сумму выпустил акции в размере 44% от общего числа и передал их правительству Румынии. Подчеркиваем, что КМГ остался основным акционером Rompetrol Rafinare.
В настоящее время правительство Румынии ведет переговоры о возможном обратном выкупе акций. КМГ, конечно, может рассмотреть обратный выкуп, но по рыночной цене. Причем компания не будет определять цену самостоятельно, на это есть соответствующие фининституты и независимые оценщики. Если обратный выкуп окажется нецелесообразным, КМГ в любом случае сохранит оперативный контроль над заводом и сможет свободно загружать казахстанскую нефть и продавать нефтепродукты. К тому же у Rompetrol Group остается право назначать большинство членов совета директоров компании, и, соответственно, КМГ пользуется правами основного акционера.
При этом не совсем корректно сравнивать инвестиции, вложенные в развитие Rompetrol и в модернизацию отечественных НПЗ. В соответствии с Комплексным планом модернизации нефтеперерабатывающих заводов РК на 2009-2015 годы в течение следующих пяти лет КМГ планирует инвестировать в модернизацию Атырауского, Шымкентского и Павлодарского НПЗ порядка $4 млрд. Модернизация ШНПЗ начнется в следующем году совместно с китайским партнером. Начало модернизации ПНХЗ намечено на 2012 год и будет проводиться с привлечением итальянской ENI. Модернизация АНПЗ уже стартовала летом этого года. В результате в стране появятся современные предприятия, способные производить весь спектр нефтепродуктов высокого качества по самым современным технологиям.
Что касается привлечения кредитов, то хотелось бы отметить, что в международной практике принято, что компания, имеющая амбициозные планы развития, для финансирования своей деятельности вначале использует заемный капитал, а затем – акционерный. КМГ постоянно осуществляет мониторинг задолженности, причем не только по размеру долга, но и по качеству портфеля.
Действительно, общий консолидированный долг КМГ составляет значительную величину, но вместе с тем у нас достаточный запас прочности, чтобы с уверенностью говорить о том, что текущий уровень долга не угрожает финансовой стабильности компании. Основным коэффициентом, определяющим лимит заимствований, для нас является отношение долга к EBITDA, которое на любую дату не должно превышать 3,5. Данное ограничение прописано в большинстве кредитных соглашений и проспектах выпуска еврооблигаций КМГ. Оценочное значение EBITDA за 2010 год составляет $5,4 млрд, тем самым значение коэффициента "долг/EBITDA" находится в рамках безопасных значений. В дальнейшем ожидается снижение данного показателя.
В 2006 году было принято решение о привлечении акционерного капитала для РД. В этой компании планировалось консолидировать все добывающие активы, а также экспертизу, технологии и т.п. В результате 40% акционерного капитала было размещено на Казахстанской и Лондонской фондовых биржах, причем на Казахстанской бирже одними из инвесторов выступили пенсионные фонды. Следуя принятой стратегии, было решено реализовать три добывающих актива ("Мангистаумунайгаз", "Казахойл-Актобе" и "Казахтуркмунай") в пользу РД – по рыночной стоимости. Тем самым РД сможет усилить свои позиции крупного партнера, а КМГ получит необходимый объем денег за эту транзакцию.
Полагаем, объективный и профессиональный анализ с учетом изложенных фактов позволяет сделать заключительный вывод: подобные сделки дают ряд уникальных преимуществ и приносят значительную прибыль как в долгосрочной, так и в среднесрочной перспективе.
Департамент по связям с общественностью АО "НК "КазМунайГаз"

* * *

Комментарий эксперта:
Неизвестный результат
В течение последних трех-четырех лет КМГ увеличил свою долю в разрабатываемых на территории Казахстана нефтяных месторождениях. Кроме того, были приобретены активы на морских месторождениях, в нефтеперерабатывающих объектах за рубежом. Компания расширила сферу своего влияния, выкупив активы в Грузии и Румынии. Казалось бы, благодаря этим сделкам рейтинг КМГ среди нефтяных компаний мира значительно возрос.
Сегодня, когда КМГ намеревается участвовать непосредственно в разработке некоторых месторождений за рубежом (в частности, "Белый медведь" в Северном море и Аккас в Ираке), возникает вопрос: а есть ли в этом необходимость? Во-первых, те немалые средства, которые будут осваиваться в процессе геолого-разведочных работ, могли быть использованы с большей эффективностью непосредственно в Казахстане. Во-вторых, неизвестно, каков для КМГ будет конечный экономический результат от участия в этих проектах, зная, насколько жесткие требования предъявляются госорганами, дающими разрешение на проведение необходимых работ.
На мой взгляд, основные усилия КМГ в производственно-инвестиционной деятельности должны быть направлены на скорейшую модернизацию приобретенных нефтеперерабатывающих активов, ускорение строительства и ввода в действие объектов нефтехимии. На протяжении многих лет в различных государственных документах подчеркивается необходимость развития реального сектора экономики. Именно с решением его проблем в первую очередь и должны быть связаны интересы нацкомпании. Этот путь реально способен повысить конкурентоспособность отечественного нефтегазового комплекса и экономики страны в целом.
Олег ЕГОРОВ, главный научный сотрудник Института экономики МОН РК, д.э.н., профессор, специально для аналитической службы Business Resource