Наблюдается неуклонный рост добычи углеводородов (6 кварталов подряд+6%)
Добыча газа увеличилась более чем в 2 раза (Муравленковское и Новогоднее месторождения).
Создание нового центра добычи в Оренбургской области
Хороший рост доказанных запасов (за счет геологоразведки, переоценки запасов и приобретения активов), растет доля газа.
Новые проекты за рубежом (Ирак, Венесуэлла, Куба, Экв. Гвинея)
Лицензии на шельфовые Приразломное и Долгинское месторождения планируется передать в марте 2013г., но возможен и более ранний срок. Газпром нефть раскрыла обсуждаемую на данный момент технологию предоставления льгот для новых месторождений. В текущей версии для шельфовых месторождений будет предоставлена нулевая экспортная пошлина на нефть, налог на прибыль будет увеличен, но ставка по НДПИ будет зависеть от экономики каждого отдельного проекта. Для других месторождений льгота по экспортной пошлине будет рассчитываться так, чтобы внутренняя норма доходности была не ниже 16%. Такой вариант позитивен для отрасли и для
Газпром нефти, как для компании с обширным портфелем greenfields. Понимание доходности проектов и сразу определенные льготы помогут компаниям намного быстрее принимать инвестиционные решения по проектам.
Газпром нефть прогнозирует увеличение органических инвестиций в 2012г. на 34% до $5.5 млрд.(основная часть придется на сегмент добычи). Эта тенденция будет наблюдаться по всему нефтяному сектору. С введением системы «60-66» ВИНКам придется задуматься о разработке новых проектов, а также модернизации своих перерабатывающих мощностей. Исходя из приведенных данных, Газпром нефть покажет низкий свободный денежный поток в ближайшие несколько лет, что, вероятно, будет негативно воспринято рынком. Однако с точки зрения долгосрочной стратегии развития компании данный шаг вполне оправдан.
Модернизация перерабатывающих мощностей (МНПЗ, ЯНОС, NIS), как следствие, рост объемов переработки за счет сторонней и рост пр-ва качественного топлива
Рост активности на рынке авиатоплива и бункеровки судов
Модель оценки бизнеса с помощью DCF (МДДП) утопична, по нескольким причинам:
1. Предполагает, что в постпрогрозный период все денежные потоки компании являются доступными для ее акционеров, что не так даже в текущих условиях
2. Предполагается что чистые денежные потоки в постпрогнозный период аналитик может спрогнозировать достаточно точно, хотя для этого надо спрогнозировать большое количество переменных
3. К тому же при использовании DCF очень часто большую долю в оценку компании (60-75%) вносят именно потоки в постпрогнозный период, до которых текущие акционеры могут и не дожить =)
4. Большая чувствительность к ставке дисконтирования, способы расчета которой далеки от совершенства (WACC), большой простор для манипуляций. (у нас P/E)
5. Долговая нагрузка (взятие кредита идет в положительный денежный поток, а погашение в модели очень часто не участвует).
ИТОГО: удобен для манипуляции чтобы нарисовать любую оценку
В глобальном масштабе спрос на продукцию нефтяной отрасли достаточно стабилен, снижения спроса не наблюдалось даже в острую фазу финансового кризиса в 2008-2009 годах. 51% спроса на нефть — это спрос как на топливо для автомобилей. Хотя сейчас в мире выпускают автомобили с все более и более экономичными двигателями, снижения спроса на нефть в этой связи не предвидеться. Наоборот, все прогнозы говорят о том, что в перспективе ближайших лет и даже десятилетий спрос на нефть будет стабильно увеличиваться.
С точки зрения будущего спроса на нефть ситуация для нефтяных компаний в России еще более радужная, чем в мире. В связи с продолжающимся ростом автомобилизации, спрос на нефтепродукты (в частности на бензин) в России будет расти гораздо более высокими темпами, чем в мире.
При этом уже сейчас нефтяная отрасль России функционирует на пределе своих производственных возможностей.
Планы на будущее: как отрасль планирует свое развитие, участие государства.
Новые месторождения: потенциал и перспективы.
Модернизация нефтегазовой отрасли России.
Все ныне функционирующие крупные месторождения были введены в эксплуатацию еще в советские время и сейчас добыча на них неуклонно снижается. Так, например, на крупнейшем российском месторождении Саматлор добыча нефти снизилась со 150 млн. т. в 1975-1981 гг. до 25 в 2011. С 1980-х годов крупных месторождений в эксплуатацию не вводилось, не говоря уже о том, что начиная с 1990-х было не до новых месторождений, а инвестиции в геологоразведку практически прекратились.
Последние годы нефтяным компаниям приходится прикладывать значительные усилия для того, чтобы уровень добычи не начал снижаться. Как следствие, уровень добычи нефти и, что еще важнее, ее переработки остается на постоянном уровне, при постоянно увеличивающемся спросе. В прошлом году такая ситуация привела к первому топливному кризису в нашей стране, когда спрос на бензин превысил объем его поставок на внутренний рынок нашими нефтяными компаниями. В результате правительство ввело запретительные пошлины на экспорт бензина, но поскольку экспорт бензина составляет всего около 10% его потребления внутри страны, а автомобилизация страны растет стремительными темпами, то эта мера отодвинет проблему во времени всего на несколько лет. Это очень хороший пример того, насколько близко мы подошли к пределу производственных возможностей в нефтегазовой отрасли.
Сейчас перед отраслью стоит две основные задачи, которые определяют перспективы отрасли в целом и отдельных компаний в частности:
1. Ввод в эксплуатацию новых месторождений, чтобы поддерживать объемы добычи нефти на текущих уровнях и не допустить их снижения
2. Повысить степень переработки нефти и объем выхода светлых нефтепродуктов (по этому показателю Россия существенно отстает от прочих нефтедобывающих стран и стран с развитой экономикой).
Что касается первой задачи т.е. поддержания текущих объемов добычи нефти, то она связана с вводом в эксплуатацию таких месторождений как Ванкор (добыча уже осуществляется), м-е Требса и Титова (СП Башнефти и ЛУКОЙЛа) и м-е Филановского (ЛУКОЙЛ), начало добычи на которых запланировано на 2014 год. Плюс большие надежды возлагаются на шельфовые месторождения (Каспий, Черное море, Арктика – основные претенденты на освоение шельфа: Газпром, Роснефть, а так же ЛУКОЙЛ, ТНК-BP и Газпром нефть, в случае если будет принято решение о допуске к разработке шельфа частных компаний). Но стоит заметить, что освоение шельфовых месторождений дело отдаленного будущего, как из-за больших капиталовложений, так и из-за того, что освоение этих месторождений возможно только в партнерстве с иностранными компаниями, поскольку отечественные в настоящее время не обладают необходимыми технологиями. Более того, для освоения шельфа необходимо создание обширной инфраструктуры, что под силу только при непосредственном участии государства. Справедливости ради необходимо отметить, что некоторые инфраструктурные проекты, необходимые для развития шельфовой добычи уже прорабатываются.
Второй не менее важной, но менее трудо- и капиталоемкой задачей, стоящей перед отраслью, является повышение степени переработки нефти и увеличение доли выхода светлых нефтепродуктов. Здесь правительство с помощью новой налоговой схемы «60-66» пытается стимулировать компании к более глубокой переработке нефти и экспорту из страны не сырой нефти, а продуктов глубокой нефтепереработки с высокой добавленной стоимостью. Схема «60-66» заключается в снижении экспортных пошлин на нефть с одновременным повышением экспортных пошлин на темные и светлые нефтепродукты, а с 2015 года планируется ввести запретительные пошлины на экспорт темных нефтепродуктов (сырье для производства продуктов глубокой нефтепереработки). Поскольку квоты на экспорт нефти фиксированы то нефтяные компании не могут нарастить экспорт нефти за счет сокращения экспорта нефтепродуктов. Фактически чтобы успешно функционировать после 2015 года, когда будет введена заградительная пошлина на экспорт темных нефтепродуктов, компаниям приходится инвестировать дополнительные доходы, полученные от снижения пошлин на экспорт нефти, в модернизацию и расширение своих НПЗ, чтобы к 2015 году экспортировать не сырье в виде темных нефтепродуктов, а фактически потребительские товары (в виде светлых нефтепродуктов).
От схемы «60-66» выиграли те компании, у которых объемы добычи нефти превышают объемы переработки. Среди наиболее выигравших компаний можно выделить Роснефть, Лукойл, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз. Положительный эффект для этих компаний составляет порядка 7-8% увеличения EBITDA. Среди «проигравших» находятся те компании, у которых объемы переработки превышают объемы добычи – это прежде всего Татнефть и Башнефть.
Вашему вниманию предлагается краткий обзор международной отчетности компании «Татнефть» по итогам 2011 года.
По сравнению с 4 кварталом прошлого года объемы реализации нефти снизились на 16%. Причиной снижения стал запуск ТАНЕКО и увеличение собственной переработки нефти. При этом компания нарастила продажи за рубежом и сократила в России.
Благодаря введению в эксплуатацию нефтеперерабатывающего комплекса Танеко в декабре 2011 г., в 4 квартале компания нарастила объемы продаж нефтепродуктов более чем в 3 раза до 2 млн т. Производство нефтепродуктов по сравнению с 2010 г. увеличилось на более чем 52%. Комплекс осуществляет первичную переработку нефти объемом 7 млн тонн в год.
Общая выручка год-к-году выросла на 32% и составила 616 млрд рублей. Это произошло вследствие роста цен на нефть, а также за счёт продажи дополнительных объемов нефтепродуктов, произведенных на ТАНЕКО, запущенного в конце 2011 г., так же компания нарастила выручку от продаж нефтехимической и прочих видов продукции.
Себестоимость компании увеличилась на 30% до 525 млрд рублей. Операционные расходы находились под контролем – они выросли менее значительно – на 18%, стоимость покупных ресурсов и особенно налоговые отчисления и экспортная пошлина и возросли гораздо сильнее, но при этом надо отметить не привели к опережающему росту себестоимости относительно выручки.
Но при этом в 2011 г. компания получила убытки от курсовых разниц в размере более 4 млрд рублей, против убытка в размере около 2 млрд руб. годом ранее. В результате чистая прибыль по итогам 2011 г. составила 61,4 млрд рублей, увеличившись, как и выручка на 32% относительно прибыли 2010 г.
Мы обновили свои прогнозы после анализа вышедших данных в рамках отчетности. Также в модели были использованы наши новые прогнозы по ценам на нефть, газ и основным макроэкономическим показателям. В результате наши прогнозы на 2012 гг. по выручке и чистой прибыли несколько понизились. Вы видите их на своих экранах. Но при этом в ближайшие годы мы ожидаем выхода ТАНЕКО на полную мощность и, как следствие, дальнейшего увеличения финансовых показателей.
В заключение посмотрим на место акций Татнефти в нашем Хит-Параде. Обыкновенные акции Татнефти в группе 6.1 занимают 6-ое место и в число наших интересов не входят. Однако привилегированные акции, по нашему мнению, выглядят достаточно интересно за счет большого дисконта к обыкновенным акциям. Они входят в группу 6.2 и занимают 3-е место.
Недавно один из крупнейших отечественных производителей минеральных удобрений компания «Акрон» представила финансовую отчетность за 2011 год по международным стандартам.
Выручка компании в 2011 г. выросла на 40% до 65,4 млрд руб... Чистая прибыль достигла 20,3 млрд руб., более чем утроившись по сравнению с 2010 годом. Рассмотрим более подробно формирование выручки компании.
Общий объем отгрузки товарной продукции превысил 5,8 млн тонн, что на 5% выше чем годом ранее.
Продажи азотных удобрений на 6% превысили результаты 2010 года и составили более 2 млн тонн. Продажи сложных удобрений также выросли на 6%, достигнув отметки 2,6 млн тонн
Стоит отметить, что увеличению выручки в отчетном периоде в значительной мере способствовал и рост цен на продукцию. Мы видим, что средняя цена условной единицы удобрений выросла на 32%, а аналогичный показатель по всей выпускаемой номенклатуре показал прирост на 33%.
Себестоимость продукции выросла гораздо меньше, нежели выручка – на 27%. Следствием этого стал рост валовой прибыли на 59% — до 30 млрд руб.
Прочие расходы компании показали весьма умеренные относительно выручки и темпы роста. Транспортные расходы выросли на 19%, а их доля от выручки сократилась с 12 до 10%. Коммерческие расходы выросли на 5%, а их доля от выручки сократилась с 9 до 7%.
В 2011 г. компания получила разовую прибыль в размере 9 млрд руб., часть от продажи калийных лицензионных участков в Канаде, и часть от реализации пакета Апатита. В итоге компанией был зафиксирован существенный рост операционной прибыли на 216% до 27,6 млрд руб.
В блоке финансовых статей обращает на себя внимание существенный рост процентных выплат на 79% – до 1,2 млрд руб. Это объясняется достаточно высокой долговой нагрузкой, вызванной необходимостью осуществлять значительные капитальные вложения.
Существует еще один нюанс, связанный с финансовыми статьями компании. Это – переоценка ее финансовых активов. Сейчас «Акрон» владеет существенным пакетом акций Уралкалия. Доля участия в нем не позволяет консолидировать его в отчетности, однако в балансе можно легко видеть его переоценку до момента продажи, когда она будет получена в виде единовременного результата. Так, например, произошло с Апатитом. В конце 2011 г. Акрон продал свою долю в СП с компанией Yara компании Фосагро, заинтересованной в консолидации пакета акций компании Апатит, находящегося на балансе СП.
Возвращаясь к отчету о прибылях и убытках, отметим, что рост цен и объемов реализации привели к тому, что чистая прибыль, как от основной деятельности, так и с учетом переоценки показала существенный рост к сопоставимому периоду прошлого года.
Вышедшая отчетность сама по себе не сильно изменила нашего представления относительно перспектив компании. На наш взгляд, рынок по-прежнему недооценивает будущие финансовые показатели от операционной деятельности, а потенциальные выгоды от продажи финансовых активов в сегодняшних ценах рынком и вовсе не учтены. В будущем компания планирует стать холдингом, полностью обеспечивающим поставки азотных, фосфатных и калийных удобрений, причем если освоение калийного рудника отстоит во времени на достаточно длительный срок, то получение фосфатного сырья намечено уже на 2012 год. Потенциальная продажа финансовых активов поможет компании значительно сократить свой долг, а масштаб «Акрона» сделает его одним из центров консолидации пока достаточно фрагментированной отрасли по производству азотных удобрений. Мы считаем акции «Акрона» одной из лучших ставок в сегменте производства удобрений.
КМЗ. В России еще осталось что-то, чем можно гордиться.
«Жемчужина в короне российской промышленности»
В природном уране содержится всего 0,7% урана-235, тогда как для использования в атомной электростанции необходимо, чтобы его содержание в топливе было 3–5%.
Уран, содержащий более 20% 235-го изотопа называется высокообогащенным (ВОУ), содержащий менее 20% — низкообогащенным (НОУ), содержащий менее 0,7% — обедненным, или отвальным.На мировом рынке обогащения всего два ключевых игрока, один из них — Россия — собирается уйти в недостижимый технологический отрыв.
Опробовано несколько методов обогащения урана, например «диффузионный» и «лазерный». Однако наиболее экономичным оказался метод обогащения в газовых центрифугах, где аппарат напоминает молочный сепаратор. В урановых сепараторах газообразное соединение (гексафторид урана ) раскручивается с огромной скоростью. При этом более тяжелый изотоп ( уран -238) «отжимается» к стенке, тогда как более легкий ( уран -235) концентрируется у оси вращения. Таким образом, удается на долю процента разделить изотопы.Если соединить десятки тысяч центрифуг, то можно добиться обогащения и до 5 процентов (энергетический уран ) и до 20 процентов ( уран для исследовательских реакторов) и до 90 процентов (топливо для атомных подводных лодок). Газовая урановая центрифуга — при кажущейся простоте — чрезвычайно сложное и высокотехнологичное оборудование. Не всем, даже знаменитым машиностроительным фирмам типа Samsung, оно под силу. В урановом обогащении имеется много «подводных камней» и нетривиальных проблем в эксплуатации.
И признанным лидером в урановых центрифугах является Россия.Не во всех странах с АЭС имеются свои обогатительные заводы. Вы не поверите, но даже в США нет ни одного такого завода, и весь обогащенный уран США импортирует, в том числе у «заклятой подружки» — России.Реально сейчас на мировом рынке обогащенного удара действуют всего несколько игроков. Причем главных только два — Россия и Евросоюз. Но это не классическая олигополия. И здесь существует ряд важных моментов.
Во-первых, как такового мирового рынка газовых центрифуг или разделительных производств не существует, прежде всего, в силу чувствительности этой сферы с точки зрения режима нераспространения ядерного оружия. Соответственно, и производители газовых центрифуг на международных рынках в прямую конкуренцию не вступают.
Во-вторых, передовой и экономически выгодной газоцентрифужной технологией, помимо России, сегодня обладает только западно-европейский консорциум Urenco, а если быть точнее — его совместная с французским атомным холдингом Areva инжиниринговая компания ETC. Обогатительная корпорация США — USEC — еще только разворачивает свой проект «Американская центрифуга », и судить о том, каких экономических показателей достигнут американцы, пока рано.
,, Компания USEC получила кредитную линию на сумму 15 миллионов долларов от фонда «JPMorgan Chase». Средства будут потрачены компанией на финансирование работ по проекту «Американская центрифуга» в течение мая 2012 года.
Как ожидается, компания сумеет вернуть взятый кредит после того, как конгресс США закончит рассмотрение законопроекта, в котором, среди прочего, говорится о выделении USEC суммы в 150 миллионов долларов. Принятие билля должно случиться в срок до июня.
Завод «Американская центрифуга» в Пайктоне призван стать первым в США предприятием, использующим центрифужный метод для обогащения урана и принадлежащим американской компании. В настоящее время в стране действует только устаревший газодиффузионный завод в Падуке, и большая часть ЕРР для работы американских АЭС импортируется из-за рубежа.
В состав первой очереди завода должны входить 96 каскадов, в каждом из которых будет по 120 центрифуг типа AC.
В августе 2009 года министерство энергетики США отложило принятие решения о выделении госгарантий для завода в Пайктоне. В ответ, корпорация USEC приступила к увольнению специалистов, занятых на сооружении завода.
В конгрессе США обсуждается поправка к закону, которая позволит финансировать работу USEC над центрифугами до середины 2014 года в обмен на передачу прав на технологию министерству энергетики.,,
В-третьих, ни мы, ни наш основной конкурент — Urenco/ETC, — отнюдь не стремимся к тиражированию передовых разделительных производств и «безадресной» продаже газовых центрифуг :в третьи страны продаются только устаревшие технологии и аппараты.
Российские разделительные мощности составляют сейчас около 25 миллионов ЕРР и будут продолжать постепенно наращиваться (до 30 миллионов ЕРР к 2020 году)(Энергия, затрачиваемая на обогащение урана, измеряется в единицах разделительной работы, ЕРР.).На нужды собственных АЭС мы расходуем не более 4 миллионов ЕРР, и примерно такие же количества разделительной работы мы затрачиваем на обеспечение топливом наших блоков, построенных за рубежом. Остающиеся свободные мощности обслуживают заказы зарубежных компаний.,, Иран проинформировал МАГАТЭ о планах по монтажу на опытно-демонстрационном разделительном заводе PFEP в Натанзе «нескольких» центрифуг пятого и шестого поколений.,,
Принципиально важно, что наши конкуренты приостановили НИОКР по центрифугам, а Россия прорабатывает уже десятое поколение аппаратов.,, МОСКВА, 11 апреля (BigpowerNews) — На предприятиях Топливной компании Росатома «ТВЭЛ» начинается производство и подготовка к эксплуатации газовой центрифуги девятого поколения.Пуск первого блока центрифуг девятого поколения запланирован на декабрь 2012 года. В дальнейшем центрифуги нового поколения, производство которых будет сосредоточено в ОАО «КМЗ» (Ковров) и ООО «УЗГЦ» (Новоуральск), будут поставляться и на другие разделительные предприятия «ТВЭЛ»,,
В 2012 году Ковровский механический завод(входит в Топливную компанию Росатома «ТВЭЛ») планирует увеличить объёмы производства. По предварительным прогнозам общий объём выручки от реализации товаров и услуг составит более 4,7 млрд руб. По сравнению с 2011 годом рост составит 15,6%.в 2011 году завод приступил к полномасштабной модернизации производства, рассчитанной на три года. Компания «ТВЭЛ» направит КМЗ в 2011-2013 годы три миллиарда рублей для реализации инвестпрограммы «Новый завод». К 2014 году на базе завода будет создано предприятие по производству газовых центрифуг. Будет закуплено современное оборудование и проведена полная реконструкция старых производственных площадей. «Фактически на три миллиарда рублей будет построен новый современный завод»
В соответствии с программой внедрения производственного модуля «Новый завод», к 2014 году на базе ОАО «КМЗ» будет создано эталонное предприятие по производству газовых центрифуг с основной задачей — серийный выпуск ГЦ нового поколения с заданными параметрами качества и надёжности, а также оптимальной себестоимостью.
По оценке Ux Consulting, с ростом парка АЭС до630 ГВт к 2030 году мировой объем услуг по обогащению урана должен будет составлять почти до 100 млн ЕРР в год. Такого количества можно достичь только центрифужными технологиями разделения, поскольку газодиффузионные заводы исчезнут уже в следующем десятилетии.При этом в отличие от основного конкурента, компании ETC (проектное подразделение URENCO), которая с 2005 года перестала вести разработки новых моделей центрифуг, в России «не прекращается разработка более эффективных машин»
Это позволит нам, при доле на мировом рынке в 40 процентов, заметно повысить добавленную стоимость и попасть в ситуацию недостижимого технологического отрыва.
EBITDA — Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization — это показатель прибыли компании без учета налогов, процентов (как полученных, так и уплаченных) и амортизации. А также до переоценки активов. Очень удачно формула расчета EBITDA представлена в википедии.
Чистая прибыль
+ Расходы по налогу на прибыль
- Возмещённый налог на прибыль
(+ Чрезвычайные расходы)
(- Чрезвычайные доходы)
+ Проценты уплаченные
- Проценты полученные
= EBIT
+ Амортизационные отчисления по материальным и нематериальным активам
- Переоценка активов
= EBITDA
Основной причиной популярности этого показателя стала его универсальность. Он позволяет сравнивать компании с различными учетными политиками (например, в части учета амортизации или переоценки активов), различными условиями налогообложения. В частности, в России этот показатель приобрел популярность у аналитиков, так как считается, что он позволяет сравнивать российские компании и их зарубежные аналоги, чтобы получить некую «справедливую» стоимость российских компаний, руководствуясь сравнительным подходом.
EBITDA — это промежуточный показатель деятельности компании, позволяющий взглянуть на эффективность компании «если бы» у нее не было ни долга, ни затрат на инвестиции ни финансовых вложений, ни налоговой нагрузки. То есть, фактически, оценить операционный результат бизнеса. Однако данный показатель не дает полного представления об эффективности деятельности компании. Например, компания может практически бесконечно наращивать уровень долгового финансирования, что может привести к тому, что показатель EBITDA будет на крайне высоком уровне, но чистой прибыли у компании не будет вообще, так как большую часть средств придется выплачивать за обслуживание долга.
Одним из критиков использования показателя EBITDA для анализа является Уоррен Баффет, о чем он писал в ежегодном отчете Berkshire Hathaway (2002 год). Он связывал это с тем, что компания может потратить миллиардные суммы на покупку оборудования и инвестиции, но эти, вполне реальные, затраты не будут отражены в показателе EBITDA.
В рамках системы управления капиталом, действующей в нашей компании, мы рассматриваем вложения в акции компании, как вложения в ее бизнес, соответственно, привлекательность вложений определяется фундаментальными характеристиками деятельности эмитента. Одной из основных фундаментальных характеристик является чистая прибыль компании. Ведь чистая прибыль — это тот денежный поток, который может быть доступен акционерам, а следовательно и является основным критерием эффективности деятельности компании. Таким образом, с учетом количества недостатков показателя EBITDA, на наш взгляд, целесообразнее использовать чистую прибыль, как основной показатель при оценке компании.
Однако, используя этот показатель, стоит детально анализировать каждую из составляющих прибыли. Если чистая прибыль компании подвержена существенным колебаниям, необходимо четко понимать, из-за чего это происходит, были ли это разовые поступления, рост бизнеса или какие-либо другие причины. Это нужно для того чтобы в итоге получить стабильный прогноз по значению чистой прибыли и в дальнейшем использовать его для прогнозирования стоимости акций компании.
Снижение показателей добычи углеводородов (-4,7%), Тимано-Печора не оправдывает надежд. Ставка на Ирак и Каспий
Снижение пр-ва нефтепродуктов (остановка Одесского НПЗ)
Слишком частая смена стратегии, сейчас – снова акцент на добыче.
Инвестиции ЛУКОЙЛа достигнут $155 млрд до 2021 г. и составят примерно $15,5 млрд ежегодно. В соответствии с более ранним прогнозом, инвестиционная программа компании предусматривала $10 млрд капиталовложений в год. Таким образом, расходы выросли более чем в полтора раза. В 2012-2014 гг. капиталовложения достигнут $48 млрд против $13,9 млрд в 2012 г. Благодаря увеличению капиталовложений ЛУКОЙЛ сможет нарастить добычу до 170 млн тонн нефтяного эквивалента к 2021 г. Ранее эта цифра равнялась 150160 млн тонн (по прогнозам, добыча в этом году составит 112 млн тонн нефтяного эквивалента).
Дивиденды на акцию вырастут на 25% в этом году до 73.8 руб/акция, что предполагает доходность 3.9% и коэффициент выплат 18.8% по сравнению с прошлогодними 17.7%. Что касается дивидендов за 2012П- 2016П, планируется, что среднегодовые темпы роста составят 15%, что дает нам прогнозные дивиденды около 148 руб/акцию к 2016П
Долгосрочность подвержена значительным рискам корректировок и исполнения
При падающих объемах очень важен контроль над затратами
Будет продолжена модернизация НПЗ в России
Достаточно высокий свободный денежный поток (около 8 млрд дол. Тем не менее, рост выручки и ЧП 30 и 32% соответственно. Низкий долг (ЧД/СК менее 10)
Лучшие показатели в отрасли величине денежного потока и ЧП/бар добычи углеводородов (15,4 против13-13,5 у др.)
Оставить комментарий
