Мы по-прежнему воздерживаемся от включения чистой приведенной стоимости Ямал СПГ в любом процентном соотношении в оценочную модель НОВАТЭКа, ожидая окончательного оформления структуры собственности проекта, несмотря на то, что сценарий наибольшего благоприятствования этому проекту нам хорошо известен. Мы также хотим дождаться разъяснений от менеджмента относительно потенциала добычи нефти СеверЭнергии, т. к. нам всегда представлялось, что добыча нефти на этом месторождении будет рентабельной только тогда, когда Транснефть завершит строительство трубопровода Заполярное-Пурпе. Тем не менее мы считаем, что пора начинать оценивать Гыданские месторождения, пусть пока очень консервативно, но с учетом уверенных заявлений компании.
Мы моделируем два Гыданских месторождения /Утреннее и Геофизическое/ уже давно, но с учетом начала добычи не ранее 2022 года. НОВАТЭК объявил в пятницу, что добыча начнется в 2016 году, достигнет максимума в 30 млрд. куб. м к концу десятилетия и к тому времени будет обеспечивать более четверти всей добычи газа компании. Капвложения в освоение двух месторождений составляют в общей сложности $7 млрд., что точно на уровне наших оценок в $6,9 млрд. Это более трети всех плановых капвложений НОВАТЭКа на 10 лет. Ускоренное освоение месторождений и готовность вложить столь большую долю всего капитала в два месторождения побуждают нас к более серьезной оценке их потенциала.
Подробный анализ месторождений представлен в июльском обзоре нефтегазового сектора за 2011 год, но основные положения стоит перечислить еще раз. Во-первых, оба месторождения – это не дешевый газ с высоким содержанием жидких компонентов, который можно добывать с использованием оставшейся со времен СССР инфраструктуры при денежных расходах в $23–26 на 1 тыс. куб. м за все время эксплуатации месторождения /капвложения, операционные расходы, налоги/, и не конденсат, который обеспечивает от 50% до 75% EBITDA. Но это, тем не менее, и не сверхдорогой газ с Ямала, который намеревается добывать Газпром, с трудом обеспечивая рентабельность добычи только за счет экспортных цен. По нашим оценкам, все денежные расходы по обоим месторождениям составят около $36 на 1 тыс. куб. м. Во-вторых, мы предудсматриваем только вариант реализации этого газа на внутреннем рынке: месторождение находится недалеко от трубопровода с Ямбурга. Наконец, мы довольно низко оцениваем потенциал 1,3 млн. т конденсата, который может быть добыт на обоих месторождениях, учитывая пока отсутствующую информацию о возможной стоимости транспортировки жидких углеводородов. Тем не менее при денежных расходах в $36 на 1 тыс. куб. м и с учетом внутренних цен на газ /у устья скважины/ уже сейчас около $50 для НОВАТЭКа – это хороший вариант: два месторождения, по нашим оценкам, дают очень хорошую чистую приведенную стоимость в $3,8 млрд., или $12,5 на ГДР. Мы не вполне согласны с компанией в том, что есть большие возможности для реализации этого газа на рынке, где производители дорогого газа в невыгодном положении. Тем не менее, мы начали учитывать этот проект в оценке НОВАТЭКа и повышаем ее с 160 до 172 долл США за ГДР".
