32
км от трубопровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО). Лицензии на
участки принадлежат дочернему обществу «Газпром нефти» - «Газпромнефть-
Ангаре».
Месторождения Чонского проекта характеризуются сложным
геологическим строением и требуют применения нестандартных методов
геологоразведки. При проведении геологоразведочных работ компания
использует уникальные технологии, среди которых сейморазведочные работы
высокого разрешения 3D UniQ
13
(технология Schlumberger
14
) и метод
комплексирования данных сейсмо- и электроразведки.
Основные показатели по проекту представлены в таблице 9.
Таблица 9
Основные показатели проекта «Чона»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные + вероятные
запасы УВ PMRS
млн.т.н.э.
79,1
Доказанные/вероятные
запасы УВ PMRS
млн.т.н.э.
13,9/65/,2
Доля участия «Газпром
нефти»
%
100
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
2
Добыча газа
Млн.м
3
-
Добыча нефти
Тыс.т.
2
Прогнозный срок выхода на
проектную мощность
-
2020 г.
Стадия работ
-
Опытно-промышленная
эксплуатация
6. Долгиноское месторождение. Расположено в центральной части
Печорского моря на расстоянии 120 км в сторону юга от архипелага Новая
Земля и 110 км в сторону севера от материкового берега.
Дочерние общества «Газпром нефти» имеют 5 лицензий на участки и
месторождения, которые находятся на арктическом шельфе России. Все эти
13
3D UniQ – аппаратно-программный комплекс геофизического оборудования, предназначенный для
осуществления высокоразрешающей сейсморазведки месторождений с применением полноазимутальных
систем наблюдения.
14
Schlumberger – крупнейшая нефтесервисная компания, являющаяся ведущим мировым поставщиком
технологий для комплексной оценки пласта, строительства скважин, управления добычей и переработки УВ.
33
месторождения проходят стадию геологоразведки, кроме Приразломного. До
сих пор Долгинское месторождение является самым изученным среди них.
«Газпромнефть-Сахалин» имеет лицензии на Северо-Врангелевское
месторождение (Восточно-Сибирское и Чукотское моря), Северо-Западный
лицензионный участок, находящийся в Печорском море, и Хейсовский
лицензионный участок, находящийся, в северной части Баренцева моря.
Основные показатели по проекту представлены в таблице 10.
Таблица 10
Основные показатели Долгинского месторождения
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доля участия «Газпром нефти»
%
100
Стадия работ
-
ГРР
Международные проекты:
1) Бадра – первый проект в Ираке (2010г), в котором компания приняла
участие. Месторождение находится в провинции Вассит и является самым
сложным в регионе с точки зрения геологии. Основные показатели о проекте на
конец 2017 года представлены в таблице 11.
Таблица 11
Основные показатели проекта «Бадра»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные + вероятные
запасы УВ PMRS
млн.т.
23,2
Доказанные/вероятные
запасы УВ PMRS (млн.т.)
млн.т.
11,3/11,9
Доля участия «Газпром
нефти»
%
30
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
417
Добыча газа
Млн.м
3
2
Добыча нефти
Тыс.т.
415
Прогнозный срок выхода
на проектную мощность
-
Введен в
эксплуатацию
Стадия работ
-
Промышленная
эксплуатация
Начальный объем добычи
в сутки
Тыс.барр
15
Пиковый объем добычи в
сутки
Тыс.барр.
115
Объем капиталовложений
Млрд.долл.
2
Время разработки
Лет
20 – 25
34
Тендер на разработку месторождения Бадра был проведен иракским
правительством в декабре 2009 года. Победителем признан международный
консорциум, сформированный «Газпром нефтью» (30%), корейской Kogas
(22,5%), малазийской Petronas (15%), турецкой ТPАО (7,5%). Доля иракского
правительства, которое представлено в проекте иракской геологоразведочной
компанией OilExplorationCompany (OEC), составляет 25%.
Контракт на разработку Бадры подписан в январе 2010 года и компания
получила статус оператора проекта.
2) Курдистан. Летом 2012 года «Газпром нефть» вошла еще в два проекта
на территории Ирака. Компания подписала с Региональным правительством
Курдистана СРП
15
в отношении блоков Garmian и Shakal, расположенных на
юго-западе Курдистана. В феврале 2015 года было подписано СРП на еще один
блок – Halabja.
Основные показатели о проекте на конец 2017 года представлены в
таблице 12.
Таблица 12
Основные показатели проекта «Курдистан»
Показатели
Ед.изм.
Значение
Доказанные + вероятные
запасы УВ PMRS
млн.т.
0,9
Доказанные/вероятные
запасы УВ PMRS (млн.т.)
млн.т.
- /0,9
Доля участия «Газпром
нефти»
%
Garmian – 40
Shakal – 80
Halabja – 80
Добыча УВ
Тыс.т.н.э.
98
Добыча газа
Млн.м
3
-
Добыча нефти
Тыс.т.
98
Прогнозный срок выхода на
проектную мощность
-
Garmian – введен в
эксплуатацию;
Shakal – 2018 г.;
Halabja – 2019 г.
Стадия работ
-
ГРР
15
СРП-Соглашение о разделе продукции.
35
2.2 Анализ финансового-экономического состояния компании
Выручка от продаж за 2015-2017 года представлена в таблице 13.
Таблица 13
Общая выручка от продаж, млн.руб.
Показатели
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Изменения,
%
Нефть
Экспорт
106 665
107 340
115 905
8
Реализация на
экспорт
208 125
229 065
180 240
-21,3
Уплата экспортных
пошлин
101 460
121 725
64 335
-47,1
Международный
рынок
1 323
4 036
9 146
126,6
Экспорт в СНГ
48 619
15 889
27 581
73,6
Экспорт и продажи
в СНГ
-
15 889
28 416
78,8
Уплата экспортных
пошлин
835
Внутренний рынок
19 258
42 624
81 187
90,5
Итого выручка от
продажи нефти
175 865
169 889
233 819
37,6
Газ
Международный
рынок
1 461
1 604
3 411
112,7
Внутренний рынок
23 387
24 406
28 243
15,7
Итого выручка от
продажи газа
-
26 010
31 654
21,7
Нефтепродукты
Экспорт
253 429
282 084
202 477
-28,2
Продажи на экспорт
352 990
400 345
260 731
-34,9
Уплата экспортных
пошлин
99 561
118 261
58 254
-50,7
Международный
рынок
92 316
104 413
107 405
2,9
Реализация на
международном
рынке
124 376
146 153
171 749
17,5
Уплата акцизов
32 060
41 740
64 344
54,2
СНГ
54 956
63 989
78 070
22,0
Реализация в СНГ
58 309
64 582
78 134
21,0
Уплата экспортных
пошлин
3 353
593
64
-89,2
Внутренний рынок
630 359
715 854
740 520
3,4
Итого выручка от
1 031 060
1 166 340
1 128 472
-3,2
36
Показатели
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Изменения,
%
продажи
нефтепродуктов
Прочая выручка
35 291
45 999
73 998
60,9
Итого выручка
1 267 603
1 408 238
1 467 943
4,2
В целом выручка от продаж нефти, газа и нефтепродуктов за 2017 год
выросла на 4,2 % - с 1 408,2 млрд.руб. до 1 467,9 млрд.руб. Выручка от продаж
нефти возросла на 63,9 млрд.руб. (+37,6%) и составила 233,8 млрд.руб.
Выручка от продаж газа увеличилась на 21,7% и составила 31,7 млрд.руб.
Выручка от продаж на внутреннем рынке - это основная доля выручки в 2017
году. Доля выручки на внешнем рынке - это 10,8 % от общей выручки по
продаже газа.
Выручка от продаж нефтепродуктов на экспорт и продаж на
международном рынке составляет 388 млрд.руб. (202 477+107 405+78 070,
млн.руб.). Выручка от продаж на внешний рынок увеличилась на 3,4 % - с 716
млрд.руб. до 741 млрд.руб. Однако, в выручка от продаж нефтепродуктов
сократилась на 3,2 %.
Прочая выручка состоит из различного вида услуг: транспортных,
коммунальных, строительных и проч. Прочая выручка увеличилась на 28
млрд.руб. (60,9%), и на конец 2017 года составила 74 млрд.руб. Рост прочей
выручки связан с увеличением объема операторских услуг совместному
предприятию в связи с развитием проекта Мессояха.
Важно оценить капитализацию Компании, как финансовый показатель
для оценки стоимости всех акций акционерного общества. Структура
акционерного капитала компании «Газпром нефть» и ее капитализация
представлена в таблице 14.
37
Таблица 14
Капитализация компании
Показатель
Ед.изм.
2015 г
2016 г
2017 г
Структура акционерного капитала ОАО «Газпром нефть»
ОАО «Газпром»
млн. шт.
4 267
4 267
4 536
Газпром финанс
Б.В.
млн. шт.
269
269
-
THE BANK OF
NEW YORK
INTERNATIONAL
NOMINEES
млн. шт.
117
135
120
Другие
млн. шт.
88
70
85
Итого
млн. шт.
4 741
4 741
4 741
Капитализация ОАО «Газпром нефть»
Цена акции на ФБ
ММВБ
руб.
146,8
143,0
154,0
Количество
обыкновенных
акций в обращении
млн. шт.
4 718
4 718
4 718
Рыночная
капитализация
млн.руб.
692 452
674 665
726 327
В целом, за период 2015-2017 г. акционерный капитал не изменился,
изменения произошли лишь с самой его структуре.
В таблице 6 представлены основные финансовые результаты за период с
2015 по 2017 года.
Таблица 15
Основные финансовые результаты, млн.руб.
Показатели
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Изменен
ие ,%
Продажи (выручка с учетом пошлин)
1 504 037
1 690 557
1 665 775
1,5
Эксп. пошлины и акцизы
236 434
282 319
187 832
-33,5
Выручка от продаж
1 267 603
1 408 238
1 467 943
4,2
Расходы и прочие затраты
Стоимость сырья
319 051
382 505
345 909
-9,6
Операционные расходы
144 552
171 711
214 276
24,8
Коммерческие, АУР
72 005
86 318
100 176
16,1
Транспортные расходы
107 837
116 125
133 320
14,8
Износ и амортизация
76 785
85 951
98 501
14,6
Налоги
316 070
343 576
353 145
2,8
Расходы на геологоразведочные
работы
2 876
936
922
-1,5
38
Показатели
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Изменен
ие ,%
Итого операционные расходы
1 039 176
1 187 122
1 246 240
5,0
Прочие расходы
6 310
8 471
14 088
66,3
Операционная прибыль
222 117
212 645
207 615
-2,4
Доля в прибыли/убытке
ассоциированных и совместных
предприятий
11 251
6 306
24 956
Убыток от курсовых разниц, нетто
2 166
52 265
67 910
29,9
Фин. доходы
6 011
7 075
14 732
108,2
Фин. расходы
11 233
15 297
33 943
121,9
Итого прочие расходы
3 863
66 775
62 165
-6,9
Прибыль до н/о
255 680
145 870
145 450
-0,3
Текущий налог на прибыль
34 823
17 518
38 028
117,1
Доход/расход по отложенному
налогу на прибыль
4 437
1 696
8 774
Итого расход по налогу на прибыль
39 260
19 214
29 252
52,2
Прибыль за период
186 720
126 656
116 198
-8,3
Минус: прибыль, относящаяся к
неконтролирующей доле участия
8 803
4 563
6 537
43,3
Прибыль, относящаяся к акционерам
Газпром нефть
177 917
122 093
109 661
-10,2
Рентабельность по чистой прибыли
14,73%
8,99%
7,92%
-0,01
EBITDA
16
(расчет показателя
приведен ниже, в таблице 7)
336 752
342 614
404 811
18,2
руб/т.н.э.
5 409
5 172
5 079
-1,8
долл/барр н.э.
23
18
11
-38,6
рентабельность по
скорректированному показателю
EBITDA
26,57
24,33
27,60
3,27
Чистый долг
185922
433602
654694
51,0
В 2017 году в сравнении с 2016 годом структуре расходов и прочих затрат
уменьшение произошло по двум пунктам: стоимость приобретения нефти, газа
и нефтепродуктов и расходы на ГРР. Уменьшение составило 36 596 млн.руб (-
9,6) и 14 млн.руб.(-1,5), соответственно. В целом, операционные расходы
увеличились на 5% и в стоимостном выражении составили 1 246 240 млн.руб.
Снижение чистой прибыли, относящейся к акционерам ГПН (–10,2 %), по
сравнению с ростом показателя EBITDA (+18,2 %) обусловлен ростом
курсовых разниц, которые начисляются при проведении оценки привлеченных
ресурсов, ростом амортизации при увеличении программы ввода ОС,
формированием резерва под обесценение активов, а также ростом кредитной
нагрузки в России.
16
Показатель, равный объему прибыли до вычета расходов по выплате процентов, налогов и
начисленной амортизации.
39
Таблица 16
Расчет показателя EBITDA, млн.руб.
Показатели
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Прибыль за период
186 720
126 656
116 198
Итого расход по налогу на
прибыль
39 260
19 214
29 252
Финансовые расходы
11 233
15 279
33 943
Финансовые доходы
6 011
7 075
14 732
Износ, истощение и амортизация
76 785
85 951
98 501
Прибыль от курсовых разниц
2 166
52 265
67 910
Прочие расходы
6 310
8 471
14 088
EBITDA
316 463
300 761
345 160
Доля в прибыли/убытке
ассоциированных и совместных
предприятий
- 11 251
6 306
- 24 956
Доля в EBITDA ассоциированных
и совместных предприятий
31 540
35 547
84 607
Итого скорректированная EBITDA
336 752
342 614
404 811
В эксплуатационные затраты на добычу углеводорода входят:
обслуживание и ремонт оборудования, использующегося при добыче
углеводорода, расходы на охрану труда, горюче-смазочные материалы и
электроэнергию, сырье и материально-технические ресурсы и траты на
мероприятия по увеличению нефтеотдачи.
Операционные расходы в период с 2015 г по 2017г представлены в
таблице 17.
Таблица 17
Производственные и операционные расходы, млн.руб.
Показатели
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Изменение,%
Расходы на добычу
углеводорода
72 791
83 602
99 378
18,9
Расходы на переработку
37 293
46 222
53 549
15,9
Расходы на
транспортировку до
нефтеперерабатывающего
завода
23 747
26 234
27 541
5,0
Прочие операционные
расходы
11 021
15 653
33 799
115,9
Итого
144 552
171 711
214 267
24,8
40
В 2017 году расходы на добычу УВ увеличились на 18,9% - с 83 602
млн.руб. до 99 378 млн.руб. Важно отметить, что в структуре расходов на
добычу УВ, присутствуют расходы на добычу по зрелым месторождениям,
которые увеличились на 6,9% - с 57 271млн.руб. до 61 225 млн.руб. Этот рост
обусловлен увеличением мероприятий по интенсификации добычи для
поддержания уровня добычи, ростом добычи жидкости вследствие увеличения
обводненности добываемой продукции, а также ростом тарифов и инфляции.
Объем капитальных вложения в период с 2015 г по 2017 г по сферам
деятельности приведен в таблице 18.
Таблица 18
Объем капитальных вложений, млн.руб.
Показатели
2015 г.
2016 г.
2017 г.
Изменение,
%
Разведка и добыча
144 035
192 739
255 235
32,4
Нефтепереработка
27 364
26 765
31 547
17,9
Маркетинг и сбыт
17 523
13 576
13 547
- 0,2
Прочие
6 151
10 731
13 317
24,1
Подытог,
капитальные
вложения
194 973
243 811
313 651
28,6
Изменения в
сумме выданных
авансов и
материалов по
капитальному
строительству
13 638
27 519
35 385
28,6
Итого
капитальные
вложения
208611
271 330
349036
28,6
По сравнению с 2016 годом объем капитальных вложений увеличился на
32,4 % (+62 496 млн.руб.). Рост о:бусловлен развитием инфраструктуры
Новопортовского месторождения, реализацией программы ГРР и разведочного
бурения в Ираке, бурением на Приобском месторождении, приобретением
новых лицензий, строительством объектов утилизации газа в Оренбургском
регионе. Незначительное изменение в размере 0,2 % претерпели вложения в
сфере маркетинга и сбыта. В сфере нефтепереработки объем капитальных
вложений увеличился на 17,9% - с 26 765 млн.руб до 31 547 млн.руб.
41
В целом объем капитальных вложений за 2017 год увеличился на 28,6 %.
Основную долю в структуре капитальных вложений составляют вложения в
разведку и добычу - 73,1%.
В 2017 г. в ГПН работает более 66,5 тыс. человек, из которых 56 %
составляют рабочие, 44 % – руководители, ИТР. Среднесписочная численность
персонала выросла на 7,5% в 2017 г. и составила 61 862 человека. Рост
показателя обусловлен присоединением новых активов и развитием бизнеса: в
отчетном году в структуру ГПН вошло новое общество-поставщик ИТ-услуг.
В отчетном году было нанято в Компанию 17 694 работника, выбытие
составило 16 684 человека. Коэффициент текучести в 2017 г. составил 16,2 %,
что на 1 % выше уровня 2016 г. Повышение обусловлено проведением
реструктуризации в ИТ-активах.
На конец 2017 года фонд заработной платы составил 74 400 млн. руб., что
на 15 890 млн. рублей больше, по сравнению с 2016 годом. Социальные
выплаты в 2017 году увеличились на 335 млн. руб. и составили 2 432 млн. руб.
Итак, всего в 2017 году расходы на персонал составили 76 832 млн. руб.
Расходы на социальный пакет и льготы составили 1 875 504 тыс.руб. Средняя
заработная плата сотрудников компании в 201 г составила 100 222 руб.
Аналитический баланс характеризирует изменения финансового
состояния организации. Этот баланс отражает показатели как горизонтального
(соотнесение показателей идущего этапа с теми же показателями предидущего
этапа, иными словами контроль развития), так и вертикального анализа (расчет
доли анализируемой статьи баланса в общем итоге баланса). В таблице 11
представлен аналитический баланс, включающий как горизонтальный, так и
вертикальный анализ ГПН.