Новости рынков | Сургутнефтегаз - выводы из встреч с инвесторами

Планы добычи. Сургутнефтегаз ожидает, что объемы добычи нефти останутся примерно неизменными (61 млн т в год+) до 2020. Это будет достигнуто благодаря Талаканскому кластеру в Восточной Сибири, где добыча, согласно планам Сургутнефтегаза, достигнет максимума в 9,0-9,1 млн т в 2017 (против 8,9 млн т в 2016). В Западной Сибири компания продолжает разрабатывать Рогожниковскую группу месторождений, которая включает в себя месторождение им. Шпильмана (запущенное в эксплуатацию в 2015), добыча на котором должна вырасти до 0,7 млн т в 2017, 1,1 млн т в 2018 и 1,4 млн т в 2019, с 0,4 млн т в 2016. В общей сложности добыча этой группы должна составить 5 млн т в год. Кроме того ключевым активом с потенциалом добычи 4,0-4,4 млн т в год является Уватский кластер в Тюменской области (извлекаемые запасы 40 млн т) с Южно-Нюрымским месторождением, запущенным в 2016 году. Сургутнефтегаз планирует потратить на Южно-Нюрымское месторождение 56,2 млрд руб. до 2025, и прогнозирует, что добыча в 2018 составит 800 тыс т. Сургутнефтегаз завершил геологоразведку в своем новом регионе, Тимано-Печорской провинции, доказав наличие достаточной критической массы запасов в 40 млн т (C1+C2), и планирует начать там коммерческую добычу в конце 2018 (Ненецкое и Западно-Сарутаюское месторождения), хотя потенциал добычи не был озвучен.

Сокращение добычи. Сургутнефтегаз планирует некоторое снижение активности разведочного бурения в этом году, в основном, в Западной Сибири, а также закрыл некоторые наименее эффективные скважины, отметив, что на настоящий момент имеет самую низкую долю законсервированных скважин в российской нефтяной отрасли по сравнению с другими крупными компаниями. Это должно помочь Сургутнефтегазу выполнять условия соглашения о сокращении добычи.

Планы по переработке. Сургутнефтегаз продолжает модернизировать свой Киришский НПЗ в Ленинградской области и планирует повысить его сложность и глубину переработки. Компания уже запустила установку гидрокрекинга в 2013 и планирует запустить интегрированный комплекс для производства высокооктановых компонентов бензина, а потом установку каталитического крекинга, которая поможет компании увеличить производство бензина, соответствующего стандарту Евро-5. Компания планирует увеличить инвестиции в сегмент переработки до 29 млрд руб. в 2017 против 17,6 млрд руб., которые она потратила в 2016. Годовые затраты на поддержание и ремонт в сегменте переработки достигнут 11-12 млрд руб. после завершения вышеупомянутых проектов.

Планы капзатрат. Сургутнефтегаз потратил в прошлом году 228 млрд руб., из которых 209 млрд руб. пошло на сегмент добычи, 17,6 млрд руб. на переработку и 1,11 млрд руб. на сбыт. Показатель 2017 будет чуть выше, учитывая рост инвестиций в Киришский НПЗ.

Освоение баженовской свиты. Сургутнефтегаз является пионером в освоении баженовской свиты, характеризующейся экстремально низкой проницаемостью, а значит относящейся к нетрадиционным запасам, требующим использования современных технологий для извлечения нефти. Компания сообщила, что в настоящий момент она добывает около 500-600 тыс т нефти в год из баженовской свиты, в основном, в своем материнском регионе, ХМАО. Компания не планирует существенно увеличивать добычу из баженовской свиты в ближайшие годы из-за относительно высокой цены безубыточности в этих проектах ($80/барр. в 2014), даже несмотря на нулевой НДПИ для этой категории запасов.

Повышение прозрачности. Компания работает над повышением своей прозрачности, в том числе и в части возможной публикации отчетности по МСФО ежеквартально (сейчас раз в полгода) и публикации годовых результатов аудита запасов, особенно учитывая, что в настоящий момент в российской методологии учета запасов происходят изменения.