Международный деловой журнал Kazakhstan представляет специальный отчет рейтингового агентства Fitch Ratings, в котором приведен анализ кредитных рисков и возможностей компаний, действующих в нефтегазовом секторе Каспийского региона, для дальнейшего роста их потенциала.
Основные выводы
Агентство Fitch Ratings считает, что рейтинги нефтяных и газовых компаний Казахстана и Азербайджана находятся на адекватных уровнях – с учетом текущей динамики финансовых и производственных показателей (на апрель 2010 г.). Повышение рейтингов каспийских нефтегазовых компаний в качестве основного тренда в краткосрочной перспективе маловероятно. Большинство нефтегазовых компаний оценивается независимо, а рейтинги Национальной компании «КазМунайГаз» (НК КМГ, ‘BBB‐’/Стабильный) и Государственной нефтяной компании Республики Азербайджан (ГНКАР, ‘BB+’/Стабильный) привязаны к суверенным (см. сводную таблицу).
Fitch ожидает, что финансовое положение каспийских игроков после периода ухудшения несколько стабилизируется в 2010–2011 гг., однако по-прежнему будет выглядеть слабее в сравнении с российскими компаниями. Агентство прогнозирует, что средний уровень левереджа, скорректированного на денежные средства от операционной деятельности (FFO), для компаний из Казахстана увеличится до 2,3х в 2009 г. (в 2008-м –1,6x) и будет удерживаться на уровне 2,1x в 2011-м, а для компаний Азербайджана останется на уровне 2008 г. (2,1x).
Несмотря на то что большинство рассматриваемых Fitch казахстанских и азербайджанских нефтегазовых компаний имеет меньший масштаб операций, чем российские производители, агентство предполагает, что их среднесрочная добыча возрастет, хотя и не в тех объемах, которые характерны для компаний из России. В то же время уровень затрат на добычу у каспийских компаний выше, чем у российских, и приближен к уровню сопоставимых с ними международных игроков. Fitch также отмечает, что нефтяные и газовые проекты, находящиеся в стадии разработки в этих странах, скорее всего будут сопровождаться значительным превышением затрат и/или задержками в связи со сложными геологическими условиями.
Так как зависимость стран Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) от импорта углеводородов увеличилась, они ищут способы диверсифицировать поставки УВС. В этом контексте Казахстан, Азербайджан и Туркменистан (имеющие по состоянию на 2008 г. совокупную долю в мировых доказанных запасах нефти и газа на уровне 3,7% и 5,9% соответственно) приобретают более значительный вес в глобальном масштабе. В дальнейшем их амбициозные планы по расширению добычи еще сильнее повысят их экспортный потенциал и значимость. По прогнозам Fitch, к 2015 г. уровень нефтедобычи в Казахстане вырастет до 2,2 млн баррелей в сутки (б/с), а в Азербайджане – примерно до 1,2 млн б/с. Туркменистан, в соответствии с государственной программой по развитию нефтяной и газовой промышленности, планирует к 2030 г. увеличить добычу газа до 250 млрд м3.
Потенциал и факторы рисков
Сферы риска, которые Fitch проанализировал в своей оценке кредитных факторов и будущего нефтяного и газового потенциала Казахстана, Азербайджана и Туркменистана, представлены в схеме 1.
Несмотря на то что в последние несколько лет эти три страны предприняли ряд шагов по диверсификации своих экспортных маршрутов, Fitch все еще рассматривает риск экспортной инфраструктуры как относительно высокий. Агентство планирует проанализировать этот ключевой кредитный фактор, наряду с рыночными рисками, в отдельном специальном докладе. Хотя правительства данных стран ужесточают нормы и правила по защите окружающей среды, Fitch расценивает экологический риск как относительно низкий, и по этой причине обсуждения по этому вопросу в данный доклад не включены. Другие риски, влияющие на кредитоспособность, и их воздействие на рейтинги компаний рассматриваются ниже.
Обеспеченность запасами – уточнение потенциала
Эта страна, как второй после России крупнейший производитель нефти в СНГ, получает выгоду благодаря своей относительно объемной сырьевой базе, которая оценивается в 39,8 млрд баррелей доказанных запасов нефти (3,2% мировых доказанных запасов в 2008 г.), что эквивалентно половине запасов России и дает возможность для долгосрочной добычи (70 лет, по оценке на 2008 г.).
Удачное завершение в 2008 г. (после существенных задержек) проекта расширения СП «Тенгизшевройл» (включая проект закачки сырого газа и Проект второго поколения), а также увеличение компанией своего производства (485 тыс. б/с в 2009 г. против 375 тыс. б/с в 2008-м) в 2009 г. внесли свой вклад в 5-процентный рост объемов нефтедобычи Казахстана – до 1,6 млн б/с (табл. 1).
Fitch прогнозирует в период 2009–2015 гг. дальнейшее увеличение казахстанской нефтедобычи в среднем ежегодно на 4,7% – до 2,2 млн б/с в 2015 г. Этому будет способствовать увеличение добычи «Тенгизшевройла», рост добычи на Карачаганаке (Фаза 3) и начало эксплуатации месторождения Кашаган (график 2). В то же время Fitch отмечает, что имеется риск снижения применительно к представленной модели роста, поскольку окончательное решение по Фазе 3 разработки карачаганакского месторождения было отсрочено.
Более того, Fitch предполагает, что в долгосрочной перспективе казахстанский нефтяной потенциал будет зависеть от развития шельфовых месторождений, разработка которых может стать серьезным испытанием из-за сложных геологических условий. Это может привести к задержкам по срокам и повышению затрат. В качестве примера можно привести ситуацию с Кашаганом, начало разработки которого было отложено с запланированного 2005 г. на 2013–2014 гг., а капитальные вложения пересмотрены в сторону повышения с $57 млрд до $136 млрд.
В то время как достижения Казахстана в росте нефтедобычи на протяжении последних десяти лет можно считать значительными, в глобальном контексте масштабы производства по-прежнему остаются ограниченными, хотя и могут стать сопоставимыми с показателями Венесуэлы, Кувейта и Нигерии, если увеличение добычи будет продолжаться запланированными темпами.
В свою очередь, потребление нефти в Казахстане значительно отстает от добычи – среднегодовой темп роста его объемов в 2000–2009 гг. составил 4%. Fitch предполагает, что к 2015 г. внутреннее потребление страны увеличится до 300 тыс. б/с, при среднегодовом приросте в 2009–2015 гг. на уровне 4,4% (график 2). Данное несоответствие между добычей нефти и ее внутренним потреблением (в пользу первого) будет поддерживать казахстанский потенциал интенсивного экспорта нефти.
Казахстан располагает и солидными запасами газа (третье место в СНГ после России и Туркменистана), сопоставимыми с Кувейтом и Ливией, а также возможностью их эксплуатации в течение более 60 лет (по состоянию на 2008 г.).
Казахстанская газодобыча преимущественно связана с попутным газом, который в основном либо сжигается, либо его повторно закачивают в пласт для поддержания высокого давления с целью повышения извлечения углеводородов из пласта. Такой подход препятствовал росту газодобычи на протяжении 1998–2003 гг., а его производство не превышало уровня, достаточного для удовлетворения внутреннего потребления. Однако в 2004 г. казахстанское правительство приняло меры, направленные на уменьшение сжигания попутного газа в факелах. В результате только в 2004 г. добыча газа почти удвоилась по сравнению с показателями 2003 г. и с тех пор продолжает расти, достигнув в 2009 г., по данным МЭМР (сейчас МНГ), уровня 35,6 млрд м3.
Основными производителями газа являются «Kарачаганак Петролеум Оперейтинг» (более 40% общего объема добычи страны), «Тенгизшевройл» и CNPC-Актобемунайгаз. Миннефтегаз ожидает, что в 2009–2014 гг. объем газодобычи будет расти в среднем на 8,7% и к 2014 г. достигнет 54 млрд м3, в основном благодаря реализации проектов расширения на Карачаганаке (Фаза 3) и Тенгизе (график 3).
В то же время внутреннее потребление газа в Казахстане на протяжении 2000–2009 гг. увеличилось более чем вдвое. Fitch предполагает, что в течение 2009–2014 гг. оно будет демонстрировать стабильный ежегодный рост 11,8% – до уровня в 37 млрд м3 к 2014 г. Тем не менее газовый экспортный потенциал страны в дальнейшем будет значительно зависеть от ее подхода к утилизации попутного газа – снижение сжигания газа в факелах может дать большие объемы для его экспорта. По прогнозам МНГ, экспорт казахстанского газа должен увеличиться с 7 млрд м3 (без учета реимпортируемого карачаганакского газа) в 2009 г. до 9 млрд м3 к 2014-му.
По состоянию на 2008 г. доказанные нефтяные запасы Азербайджана в 7 млрд баррелей (с относительно долгосрочной эксплуатацией в 20,9 года) являются третьими в СНГ после России и Казахстана и сравнимы запасами Норвегии, Судана и Омана (график 1).
На протяжении 2000–2009 гг. добыча нефти в стране быстро увеличивалась (в среднем на 15,5% в год) и в 2009 г. достигла приблизительно 1 млн б/с. Основной вклад в этот рост внесла мегаструктура Азери–Чираг–Глубоководный Гюнешли (АЧГ). Эксплуатируемая международным консорциумом «Азербайджанская международная операционная компания» (АМОК), она обеспечивает более 70% общей добычи (табл. 2). Fitch предполагает, что в течение следующих трех–пяти лет АМОК останется основным драйвером роста нефтедобычи. При этом агентство прогнозирует, что добыча нефти в Азербайджане увеличится к 2015 г. до 1,2 млн б/с при среднегодовым приросте 3,1% в 2009–2015 гг. (график 4).
Несмотря на то что Fitch ожидает в 2009–2015 гг. устойчивого увеличения внутреннего потребления нефти в среднем на 3% ежегодно (до 84 тыс. б/с к 2015 г.), оно все же будет по-прежнему оставаться (по сравнению с добычей) на достаточно низком уровне, что даст Азербайджану возможность для расширения своего экспортного потенциала.
В то же время оценки доказанных запасов азербайджанского газа значительно варьируются: от 1,2 трлн м3 (по состоянию на конец 2008 г. и обеспеченностью отрасли в 81,3 года) в соответствии со «Статистическим обзором мировой энергетики BP за 2009 год» до 3,5 трлн м3 согласно данным ГНКАР. По уровню запасов газа Азербайджан – третий среди трех каспийских государств, после Туркменистана и Казахстана, и на одном уровне с Канадой и Ливией.
Учитывая этот факт, Fitch прогнозирует среднегодовой рост добычи газа в Азербайджане на уровне 6% в 2009–2015 гг., при этом ее объем к 2015 г. может составить около 33,6 млрд м3 (график 5). В свою очередь ГНКАР ожидает потенциального роста газодобычи к 2015 г. до 48 млрд м3, что достижимо при условии своевременного начала добычи газа и увеличения поставок с месторождения Шах- Дениз в Фазе 2.
Внутреннее потребление газа в Азербайджане пока остается относительно стабильным, колеблясь на уровне 11 млрд м3 на протяжении 2005–2009 гг., однако Fitch предполагает, что к 2015 г. оно увеличится примерно до 15,3 млрд м3. Более широкий разрыв между внутренней добычей и потреблением будет оказывать влияние на экспортные возможности страны. ГНКАР оценивает экспортный потенциал Азербайджана на 2010 г. на уровне 8,5 млрд м3, который, по мнению Fitch, к 2015 г. может увеличиться до 10,5 млрд м3 с возможностью быстрого расширения в зависимости от добычи на Шах-Денизе в Фазе 2.
В отличие от Казахстана и Азербайджана, Туркменистан не богат нефтью (доказанные запасы по состоянию на 2008 г. оцениваются в 0,6 млрд баррелей, при добыче – до 205 тыс. б/с). Вместе с тем республика обладает значительными запасами газа (7,94 трлн м3), занимая четвертое место в мире после России, Ирана и Катара. Доказанные запасы газа были пересмотрены BP в сторону повышения – с 2,43 трлн м3 в 2007 г. до 7,94 трлн м3 в 2008-м, по итогам международного аудита запасов одного из крупнейших туркменских месторождений. В октябре 2008 г., компания Gaffney, Cline & Associates (GCA) подтвердила, что газовое месторождение Йолотан/Осман содержит 4–14 трлн м3 газа, а месторождение Яшлар – 0,3–1,5 трлн м3.
На протяжении 2000–2008 гг. Туркменистан показывал динамичный ежегодный прирост газодобычи на уровне 5,7% – до 66,1 млрд м3 в 2008 г. с некоторым снижением в 2009 г. в связи с прекращением экспорта в Россию. В начале 2010-го поставки в РФ были возобновлены, но, как и предполагалось, их объемы значительно снизились по сравнению с 2008 г., что может быть отчасти возмещено экспортом туркменского газа в Китай и Иран по новым трубопроводам. В целом похоже, что в 2010 г. объемы добычи газа в стране будут сильно зависеть от ее способности обеспечить непрерывность экспортных газовых потоков в Россию.
В соответствии с Программой развития нефтяной и газовой промышленности, Туркменистан планирует к 2030 г. увеличить добычу УВС до 250 млрд м3 газа и 110 млн т нефти. При этом экспорт газа должен составить к 2020 г. 140 млрд м3, а к 2030 г. – 200 млрд м3. Fitch рассматривает эти цели как амбициозные и считает, что их достижение зависит от способности страны привлекать инвестиции и технологии для развития месторождений. Если производство газа в Туркменистане на протяжении 2008–2030 гг. будет расти теми же темпами, как в 2000–2008 гг., страна сможет добывать до 100 млрд м3 газа к 2015 г. и около 220 млрд м3 к 2030 г., что все же является отставанием от заявленных долгосрочных целей.
На протяжении 2000–2008 гг. потребление газа в Туркменистане демонстрировало тот же уровень роста, что и его добыча. Если эти темпы продержатся на протяжении 2008–2030 гг., то к 2015 г. внутреннее потребление достигнет 28 млрд м3, а к 2030 г. значительно превысит 60 млрд м3. В результате разница между добычей и потреблением к 2015 г. вырастет до 70 млрд м3, а к 2030 г. – до 160 млрд м3, что может быть использовано для расширения потенциальных экспортных поставок.
Политический риск: сплетение экономики и политики
В связи с высокой зависимостью экономик Казахстана, Туркменистана и Азербайджана от экспорта углеводородов нефтегазовый сектор этих стран характеризуется сильной вовлеченностью государства, а также находится под влиянием геополитических факторов и взаимоотношений между национальными и международными нефтегазовыми компаниями.
Эти страны пытаются с выгодой использовать свое географическое положение – непосредственную близость к России и Китаю, но в то же время развивать свои экспортные маршруты к европейским рынкам. Казахстан и Туркменистан расширяют свое сотрудничество с Китаем, как это видно из строительства газопровода Казахстан – Туркменистан – Китай и кредитов, предоставленных им КНР для разработки нефтегазовых месторождений. Азербайджан, в свою очередь, извлекает прибыль из двух трубопроводов: Баку – Тбилиси – Джейхан и Южно-Кавказского газопровода, соединяющего эту страну с Турцией.
Баланс между национальными и международными нефтегазовыми компаниями в этих странах определяется заинтересованностью государства в контроле над запасами, с одной стороны, и зависимостью от международного опыта и финансовых средств для разработки этих запасов – с другой. Во всех трех республиках были созданы национальные компании для представления государственных интересов в нефтегазовой промышленности: НК «КазМунайГаз» – в Казахстане, ГНКАР – в Азербайджане, «Туркменгаз» и «Туркменнефть» – в Туркменистане. Эти компании имеют преимущество в виде благоприятной операционной среды, что поддерживает их кредитоспособность.
Например, «КазМунайГаз» имеет преимущественное право на приобретение любых нефтегазовых активов, выставленных на продажу на внутреннем рынке, а также право приобретать, как минимум, 50% в новых шельфовых проектах. ГНКАР была создана для координации развития углеводородной промышленности Азербайджана, развития геологоразведки и привлечения иностранных инвестиций посредством соглашений о разделе продукции (СРП) и/или совместных предприятий. Туркменские государственные компании имеют эксклюзивное право на добычу нефти и газа в прибрежных зонах Туркменистана.
В то же время большая доля объемов добычи нефти и газа в Азербайджане и Казахстане идет с месторождений, разрабатываемых международными консорциумами. Это отражает более дружелюбную операционную среду (особенно в Азербайджане) для международных участников, чем в некоторых других странах, также богатых природными ресурсами. Ожидается, что туркменский сектор нефти и газа станет более открытым для международного участия, которое, тем не менее, скорее всего, будет ограничено освоением шельфовых месторождений туркменского сектора Каспийского моря и предоставлением сервисных услуг для наземных нефтяных и газовых проектов.
Вместе с тем имеются признаки дальнейшего ужесточения государственного контроля в сфере углеводородных ресурсов. В этом контексте Fitch проводит анализ стабильности и надежности операционной среды, влияния принятых мер на финансовое состояние компаний, попавших под их воздействие, а также на возможность этих стран развивать свои запасы в контексте амбициозных планов по расширению добычи.
Эксплуатационные показатели: потенциал и ограничения
Казахстанские и азербайджанские компании, работающие в сфере разведки и добычи (upstream), имеют меньший масштаб операций, чем российские производители, и по своим объемам работ близки к таким международным игрокам, как колумбийская ECOPETROL S.A. (‘BB+’/Стабильный) и Pioneer Natural Resources Co. (‘BB+’/Стабильный) в США (табл. 3). Согласно методологии Fitch «Рейтинг компаний в сфере разведки и добычи нефти и газа», большинство из них может быть квалифицировано как мелкие производители с объемом добычи менее 500 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Исключение составляют компании с несколькими участниками, например «Тенгизшевройл» в Казахстане и АЧГ в Азербайджане. Fitch также отмечает некоторые ограничения по сопоставимости операционных данных компаний региона, так как они используют различные системы классификации запасов. Например, «КазМунайГаз» использует казахстанскую классификацию A+B+C1, тогда как другие компании применяют международные стандарты.
Тем не менее Fitch предполагает, что каспийские производители нефти и газа станут более влиятельными игроками на международном рынке в средне- и долгосрочной перспективе; благодаря внедрению планов расширения. Агентство прогнозирует, что общий рост добычи НК «КазМунайГаз» будет обусловлен имеющимся у нее пакетом акций в «Тенгизшевройле» и Кашаганском проекте, тогда как активы компании, где она имеет контрольный пакет, находятся уже в стадии «зрелого» производства. Подобным образом рост добычи ГНКАР зависит от увеличения добычи на ACG и Шах-Дениз, где она также имеет пакет акций.
Обе компании имеют высокой уровень замещения запасов – выше 100% по состоянию на 2008 г. В то же время, по сравнению с российскими конкурентами, казахстанские и азербайджанские компании upstream выглядят хуже по критерию срока эксплуатации, который ближе к показателям международных компаний (табл. 3).
Что касается уровня расходов, то каспийские нефтедобытчики, имеющие рейтинги Fitch, как правило, находятся в верхнем уровне спектра, что ставит их в невыгодное положение по сравнению с российскими компаниями и приближает к международным компаниям. Отчасти это связано с их меньшими масштабами и с тем фактом, что, например, и РД «КазМунайГаз», и ГНКАР разрабатывают зрелые месторождения – которые требуют дополнительных вложений для поддержания плато добычи. Более того, Fitch полагает, что реализуемые в этом регионе проекты более подвержены значительным расходам и/или задержкам в связи со сложными геологическими условиями.
Финансовое состояние: борьба с экономическим спадом
Как показано на графике 6, казахстанские и азербайджанские компании в 2008 г. имели хорошие позиции по показателю доходности и левереджа. Однако в 2009 г. финансовое состояние компаний региона пострадало из-за падения цен на нефть и экономической рецессии, причем в большей степени у российских и международных контрпартнеров, из-за относительно более высокого уровня задолженности. Этот эффект был усилен мелкомасштабным характером операций. Высокий уровень задолженности каспийских нефтегазовых компаний отражается на их коэффициентах «валовый долг/резервы», которые, как правило, слабее, чем у сопоставимых российских игроков.
Финансовое положение интегрированных компаний также пострадало от слабых показателей сектора нефтепереработки. Fitch дает негативный прогноз по этой отрасли в кратко- и среднесрочной перспективе из-за низкой маржи переработки и коэффициентов загрузки на фоне ожидаемого ввода в строй новых перерабатывающих мощностей в 2009–2010 гг.
Fitch прогнозирует, что кредитное доверие к каспийским игрокам в некоторой степени стабилизируется в 2010–2011 гг., но будет ниже, чем у российских конкурентов. Как показано на графике 7, агентство ожидает, что средний уровень левереджа, скорректированного на денежные средства от операционной деятельности (FFO), для компаний из Казахстана увеличится до 2,3х в 2009 г. (в 2008-м – 1,6x) и будет удерживаться на уровне 2,1x в 2011 году. У компаний Азербайджана он будет варьироваться на уровне 2008 г. (2,1x), тогда как медиана для российских нефтегазовых производителей, согласно прогнозам, возрастет незначительно – до 1.2x в 2009 г. (1.1x в 2008 г.) и до 1.3x – в 2011 г. Прогнозы по марже на 2009–2011 гг. в значительной степени сравнимы по группе конкурентов (график 8).
Прогнозы агентства основаны на ожиданиях Fitch в отношении цены на нефть, которые были пересмотрены в сторону увеличения: до $70 – в 2010 г., $65 – в 2011 г. и до $60 за баррель в долгосрочной перспективе (принимая во внимание замедление восстановления глобальной экономики).
Медленное снижение долговой нагрузки, представленное в прогнозах Fitch для казахстанских и азербайджанских компаний, обусловлено их амбициозными планами расширения. Так как в 2009 г. в условиях менее благоприятной рыночной среды компаниям пришлось балансировать между агрессивными планами развития и необходимостью достижения прочных кредитных показателей, большинство каспийских игроков инициировало снижение издержек и уменьшение капитальных вложений. Однако их инвестиционные программы по-прежнему остаются весьма существенными. Например, «КазМунайГаз» в 2009–2013 гг. намерен осуществить программу капитальных вложений на уровне свыше $20,4 млрд. За этот период ГНКАР планирует вложить около $6,4 млрд в развитие своих месторождений и примерно $4,4 млрд – в строительство нефтеперерабатывающего завода в Турции, тогда как капитальные вложения в месторождение Шах-Дениз в Фазе 2 оценены примерно в $20 млрд.
Наиболее амбициозными программами по капитальным затратам отличаются государственные компании, так как они вовлечены в стратегические и социально значимые энергетические проекты, которые поддерживают безопасность энергетических поставок. С учетом размера инвестиционных программ денежных потоков, генерируемых внутри этих компаний, недостаточно для покрытия вложений, поэтому им необходимо внешнее финансирование. Однако в нынешних условиях их возможности получения финансирования могут быть ограничены, что также связано с состоянием их балансов, характеризующихся высоким уровнем левереджа. Это, по мнению Fitch, увеличивает потребность государственных компаний в сотрудничестве с крупными международными нефтегазовыми игроками и/или в поиске государственного финансирования.
Агентство считает, что мелкие каспийские нефтегазовые игроки с высокими долговыми обязательствами менее защищены от рисков ликвидности, чем более крупные. Последние могут быть разделены на две категории. Это (1) международные консорциумы, разрабатывающие месторождения на Каспии, которые могут капитализироваться благодаря сильным финансовым позициям их участников (обычно крупные международные нефтяные и газовые компании), и (2) национальные компании, полагающиеся на государственную поддержку.
В этом контексте необходимо особо отметить казахстанские предприятия, так как они продолжают оставаться незащищенными от уязвимости банковской системы страны. По этой причине при анализе кредитоспособности энергетических компаний из Казахстана Fitch делает акцент больше на валовые показатели коэффициентов использования кредитных средств, чем на показатели чистого дохода. Тем не менее агентство обнадеживает способность этих компаний удовлетворительно управлять своими ликвидными обязательствами, продемонстрированную в 2009 г., и некоторые первоначальные признаки стабилизации в казахстанской банковской системе.
Значение для рейтингов – рейтинг по циклу деятельности
Fitch рассматривает большинство нефтяных и газовых компаний в Казахстане и Азербайджане как отдельные субъекты, хотя многие из рейтингуемых компаний региона находятся в полной государственной собственности. Вместе с тем рейтинги национальных компаний «КазМунайГаз» и ГНКАР – привязаны к суверенным, в соответствии с методологией Fitch «Связь между рейтингами материнских и дочерних компаний».
На протяжении 2009-го и до апреля 2010 г. негативные рейтинговые действия по отношению к нефтегазовым компаниям были в основном вызваны действиями в отношении суверенных рейтингов (поскольку некоторые из рейтингов ограничены страновым потолком). Исключением стала базирующаяся в Казахстане TristanOil ltd., у которой снижение рейтингов связано со специфическими факторами самой компании. В конце 2009 г. негативный прогноз по Казахстану был повышен до стабильного и, как следствие, оценки компаний были также пересмотрены.
Принимая во внимание финансовое и операционное положение казахстанских и азербайджанских нефтегазовых эмитентов, Fitch полагает, что их рейтинги находятся на адекватных уровнях. Агентство ожидает, что эти компании обеспечат устойчивость своих кредитных показателей в 2010 г. и продолжат искать баланс между планами расширения и необходимостью поддержания устойчивого финансового состояния. Вместе с тем Fitch не рассматривает возможность широкомасштабного повышения их рейтингов в качестве вероятного сценария в краткосрочной перспективе.
Авторское право © 2010 принадлежит Fitch, Inc., FitchRatingsLtd. и ее дочерним компаниям.