Газпром нефть является однои? из самых динамично развивающихся компании? в россии?ском нефтегазовом секторе. Группа выделяется высоким темпом роста добычи, сильными финансовыми показателями благодаря налоговым льготам и развитои? нефтепереработке, а также умеренно привлекательнои? дивиденднои? доходностью акции?. Мы считаем, что компанию ждут светлые перспективы и присваиваем ее акциям рекомендацию «Покупать» с целевои? ценои? в размере 395 руб. за акцию.
Мы ожидаем роста финансовых показателеи? компании на всем горизонте прогнозирования в результате роста доли месторождении? с налоговыми льготами и увеличения глубины нефтепереработки. После 2019 г. компания планирует сосредоточиться на эффективности производства, что выразится в снижении операционных затрат. При прогнозировании мы используем консервативныи? сценарии? – сохранение/небольшои? рост рентабельности EBITDA на уровне 22-23% до 2026 г.
Размер капитальных затрат является ключевым показателем инвестиционного профиля Газпром нефти. Мы ожидаем, что в ближаи?шие 5 лет капитальные затраты в сегменте upstream снизятся на 50-100 млрд руб., так как не будут содержать затраты на обустрои?ство новых месторождении? и будут составлять сумму, необходимую для поддержания добычи. При этом CapEx в сегменте downstream вырастет на ту же величину в рамках программы модернизации НПЗ. После 2021 г. снова начнется рост в сегменте upstream. В результате капитальные затраты в среднесрочнои? перспективе останутся на текущем уровне – 370 млрд руб. в год. Таким образом, мы не ожидаем снижения инвестиции? группы после выхода новых месторождении? на проектную мощность.
Мы полагаем, что изменение дивиденднои? политики в сторону роста дивидендов является реальным сценарием для Газпром нефти. На текущии? момент, у компании одна из самых низких норм выплат в отрасли - 25% чистои? прибыли по МСФО. В среднесрочнои? перспективе мы ожидаем стремительного роста свободного денежного потока, и увеличение дивидендных выплат после завершения крупных проектов является нормальнои? практикои? среди компании?.
Текущее положение
Выдающиеся финансовые результаты в 2017 г. EBITDA Газпром нефти без учета зависимых компаний выросла на 20% до 445 млрд руб. – это максимально высокий темп среди российских ВИНК. Чистая прибыль достигла 253 млрд руб., что является историческим рекордом.
Компания вышла на третье место по добыче нефти в России. Добыча нефти Газпром нефти в 2017 г. выросла на 4% за счет новых месторождений в условиях соглашения ОПЕК+ и санкций западных стран. Это позволило компании обогнать Сургутнефтегаз, операционные показатели которого стагнируют долгие годы, и выйти на третье место по добыче нефти в России.
Высокий размер налоговых льгот. Новые месторождения Газпром нефти разрабатываются в сложных условиях Крайнего Севера, в результате чего пользуются налоговыми льготами по экспортной пошлине, НДПИ и транспортному налогу. В предыдущие годы этот фактор выступал главным драйвером роста доходов и капитализации компании.
Развитая нефтепереработка. На продажу нефтепродуктов приходится 2/3 выручки Газпром нефти, при этом на их реализацию на внутреннем рынке приходится половина выручки всей группы. Такой акцент позволяет компании получать более высокие доходы за счет продукции с высокой добавленной стоимостью, а упор на внутренний рынок делает ее защищенной от колебаний на мировом рынке нефти, так как внутренние цены на нефтепродукты слабо коррелируют с мировыми ценами на нефть и имеют тенденцию к постоянному росту.
Приемлемый уровень долговой нагрузки. Газпром нефть является финансово устойчивой компанией. Чистый долг на конец 2017 г. составил 584 млрд руб., соотношение «Чистый долг/EBITDA» снизилось за 12 месяцев с 1,7 до 1,3.
Высокие капитальные затраты. Газпром нефть проходит пиковый инвестиционный период, в результате чего годовой CapEx компании последние годы почти достиг 400 млрд руб., а так как новые месторождения еще не находились в стадии промышленной эксплуатации, свободный денежный поток группы был отрицательным. Лишь в 2017 г. он вышел в положительную зону, составив 65 млрд руб.
Влияние санкций оказалось переоцененным. Многие годы инвестиционный профиль Газпром нефти был менее привлекателен из-за риска влияния санкций на разработку новых месторождений, от которых зависел рост компании и которые из-за своей сложности зависели от зарубежных технологий. Время показало, что риски были преувеличены: проекты запущены в срок и развиваются стремительными темпами. Более того, компания рассматривает возможность увеличения пикового объема добычи на этих активах.
Низкая ликвидность. Free-float акций Газпром нефти составляет всего 4,3% от числа акций в обращении, в результате чего они низко чувствительны к рыночным колебаниям: акции компании торгуются с бетой на уровне 0,7.
Стабильная дивидендная история. Последние 6 лет норма дивидендных выплат Газпром нефти составляла 25% чистой прибыли по МСФО (исключение – 2015 г., 28%). Исходя из текущих котировок, доходность акций находится на уровне 4,5% и соответствует среднеотраслевым показателям.
Прогнозы
Газпром нефть планирует достичь объема добычи углеводородов в размере 100 млн тонн нефтяного эквивалента в среднесрочной перспективе, при этом компания сохраняет прогноз, учитывая ограничения соглашения ОПЕК+. Около 70% от заявленного объема будет приходиться на нефть. Основные дайверы роста добычи - новые месторождения: Новопортовское, Приразломное и Восточно-Мессояхское, которые к 2021 г. выйдут на пик добычи. В ближайшие годы темп роста добычи снизится, так как значительная часть проектов реализована, а также из-за соглашения ОПЕК+. В 2018 г. мы ожидаем роста добычи углеводородов на 1% до 91,0 т.н.э.
Компания обладает крупным портфелем проектов, которые находятся на стадии геологоразведочных работ, и которые будут введены в промышленную эксплуатацию для поддержания полки добычи при цене нефти выше 50 долл. за баррель после 2020 г. при прочих равных. Эти активы смогут компенсировать снижение на старых месторождениях и удержать добычу углеводородов выше 100 млн т.н.э. в год. Потенциал добычи этих активов – 17 млн т.н.э. в год.
Новопортовское, Приразломное и Восточно-Мессояхское месторождения были основными драйверами роста капитализации Газпром нефти не только за счет обеспечения роста операционных показателей, но и благодаря крупным налоговым льготам, в результате которых экспортная пошлина и НДПИ, применяемые к этим активам, были близки к нулю и обеспечили львиную часть роста доходов группы. Льготы на этих месторождениях рассчитаны так, чтобы обеспечить доходность IRR проектов на уровне 16,3%. По мере достижения месторождением накопленной добычи (15 млн т - для Новопортовского, по 25 млн т – для Приразломного и Восточно-Мессояхского) льгота подлежит отмене. Новопортовское месторождение достигнет этой планки в текущем году, последние два актива – еще не скоро. Однако при дальнейшем определении налоговых льгот начинает работать другой фактор – 5% выработанность запасов, который служит обоснованием для продления. В результате этого в ближайшие годы экономика этих активов не будет уступать предыдущим.
В условиях ограничений сделки ОПЕК+ в текущем году Газпром нефть не сможет реализовать весь потенциал роста добычи, который мы ожидаем на уровне 1%. Однако она может максимально увеличить добычу на новых месторождениях и сократить на старых. В частности, в 2017 г. добыча на основных старых активах компании, Ноябрьскнефтегазе и Газпромнефть-Хантосе, снизилась на 6% или 1,7 млн т, тогда как добыча на новых выросла в 2 раза или на 4,7 млн т. Мы ожидаем роста доходов группы за счет увеличения доли активов с льготами в общей добыче.
В 2017 г. Газпром нефть начала реализовывать программу модернизации НПЗ с целью снизить выпуск мазута, экспортная пошлина на который достигла в прошлом году 100% от пошлины на нефть, сделав тем самым продукт нерентабельным. По нашим оценкам, на мазут приходилось 20% от объема производства Газпром нефти, что предоставляет большой потенциал для усиления downstream сегмента. По оценке компании, эффект на EBITDA по завершению модернизации составит 100 млрд руб. в год. Сама программа рассчитана до 2023-2025 гг. и обойдется в 400 млрд руб.
Размер капитальных затрат является ключевым показателем инвестиционного профиля Газпром нефти. Мы ожидаем, что в ближайшие 5 лет капитальные затраты в сегменте upstream снизятся на 50-100 млрд руб., так как не будут содержать затраты на обустройство новых месторождений и будут составлять сумму, необходимую для поддержания добычи. При этом CapEx в сегменте downstream вырастет на ту же величину в рамках программы модернизации НПЗ. После 2021 г. снова начнется рост в сегменте upstream. В результате капитальные затраты в среднесрочной перспективе останутся на текущем уровне – 370 млрд руб. в год. Таким образом, мы не ожидаем снижения инвестиций группы после выхода новых месторождений на проектную мощность.
Мы ожидаем роста финансовых показателей компании на всем горизонте прогнозирования в результате роста доли месторождений с налоговыми льготами и увеличения глубины нефтепереработки. После 2019 г. компания планирует сосредоточиться на эффективности производства, что выразится в снижении операционных затрат. При прогнозировании мы используем консервативный сценарий – сохранение/небольшой рост рентабельности EBITDA на уровне 22-23% до 2026 г.
Мы полагаем, что изменение дивидендной политики в сторону роста дивидендов является реальным сценарием для Газпром нефти. На текущий момент, у компании одна из самых низких норм выплат в отрасли - 25% чистой прибыли по МСФО. В среднесрочной перспективе мы ожидаем стремительного роста свободного денежного потока, и увеличение дивидендных выплат после завершения крупных проектов является нормальной практикой среди компаний.
Финансовая модель Газпром нефти
Для оценки справедливой стоимости Газпром нефти мы применяем DCF-модель. Мы используем долгосрочную цену Brent в размере $60 / баррель при среднем курсе рубля к доллару на уровне 58,3. Мы прогнозируем рост добычи нефти компании на 1% в текущем году и в среднем на 3% до 2021 г. до достижения целевого уровня добычи в 100 млн т.н.э. в год, после чего рост замедлится до 0,5% в год. Объем нефтепереработки в текущем году вырастет на 3% после масштабных ремонтных работ на МНПЗ И ОНПЗ в 2017 г. и останется на уровне 41,1 млн т на всем горизонте прогнозирования. CapEx будет находиться в среднем на уровне 370 млрд руб. в год, при этом свободный денежный поток будет расти за счет новых месторождений, увеличения глубины нефтепереработки в ходе программы модернизации НПЗ и мер по повышению эффективности производства. Мы используем стандартный долгосрочный темп роста на уровне 3%. WACC составляет 10,3%, что учитывает премию за низкую ликвидность в размере 2,2%, рассчитанную на основе разницы исторических доходностей акций компаний малой и большой капитализации.
Рыночные мультипликаторы
http://www.veles-capital.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
Мы ожидаем роста финансовых показателеи? компании на всем горизонте прогнозирования в результате роста доли месторождении? с налоговыми льготами и увеличения глубины нефтепереработки. После 2019 г. компания планирует сосредоточиться на эффективности производства, что выразится в снижении операционных затрат. При прогнозировании мы используем консервативныи? сценарии? – сохранение/небольшои? рост рентабельности EBITDA на уровне 22-23% до 2026 г.
Размер капитальных затрат является ключевым показателем инвестиционного профиля Газпром нефти. Мы ожидаем, что в ближаи?шие 5 лет капитальные затраты в сегменте upstream снизятся на 50-100 млрд руб., так как не будут содержать затраты на обустрои?ство новых месторождении? и будут составлять сумму, необходимую для поддержания добычи. При этом CapEx в сегменте downstream вырастет на ту же величину в рамках программы модернизации НПЗ. После 2021 г. снова начнется рост в сегменте upstream. В результате капитальные затраты в среднесрочнои? перспективе останутся на текущем уровне – 370 млрд руб. в год. Таким образом, мы не ожидаем снижения инвестиции? группы после выхода новых месторождении? на проектную мощность.
Мы полагаем, что изменение дивиденднои? политики в сторону роста дивидендов является реальным сценарием для Газпром нефти. На текущии? момент, у компании одна из самых низких норм выплат в отрасли - 25% чистои? прибыли по МСФО. В среднесрочнои? перспективе мы ожидаем стремительного роста свободного денежного потока, и увеличение дивидендных выплат после завершения крупных проектов является нормальнои? практикои? среди компании?.
Текущее положение
Выдающиеся финансовые результаты в 2017 г. EBITDA Газпром нефти без учета зависимых компаний выросла на 20% до 445 млрд руб. – это максимально высокий темп среди российских ВИНК. Чистая прибыль достигла 253 млрд руб., что является историческим рекордом.
Компания вышла на третье место по добыче нефти в России. Добыча нефти Газпром нефти в 2017 г. выросла на 4% за счет новых месторождений в условиях соглашения ОПЕК+ и санкций западных стран. Это позволило компании обогнать Сургутнефтегаз, операционные показатели которого стагнируют долгие годы, и выйти на третье место по добыче нефти в России.
Высокий размер налоговых льгот. Новые месторождения Газпром нефти разрабатываются в сложных условиях Крайнего Севера, в результате чего пользуются налоговыми льготами по экспортной пошлине, НДПИ и транспортному налогу. В предыдущие годы этот фактор выступал главным драйвером роста доходов и капитализации компании.
Развитая нефтепереработка. На продажу нефтепродуктов приходится 2/3 выручки Газпром нефти, при этом на их реализацию на внутреннем рынке приходится половина выручки всей группы. Такой акцент позволяет компании получать более высокие доходы за счет продукции с высокой добавленной стоимостью, а упор на внутренний рынок делает ее защищенной от колебаний на мировом рынке нефти, так как внутренние цены на нефтепродукты слабо коррелируют с мировыми ценами на нефть и имеют тенденцию к постоянному росту.
Приемлемый уровень долговой нагрузки. Газпром нефть является финансово устойчивой компанией. Чистый долг на конец 2017 г. составил 584 млрд руб., соотношение «Чистый долг/EBITDA» снизилось за 12 месяцев с 1,7 до 1,3.
Высокие капитальные затраты. Газпром нефть проходит пиковый инвестиционный период, в результате чего годовой CapEx компании последние годы почти достиг 400 млрд руб., а так как новые месторождения еще не находились в стадии промышленной эксплуатации, свободный денежный поток группы был отрицательным. Лишь в 2017 г. он вышел в положительную зону, составив 65 млрд руб.
Влияние санкций оказалось переоцененным. Многие годы инвестиционный профиль Газпром нефти был менее привлекателен из-за риска влияния санкций на разработку новых месторождений, от которых зависел рост компании и которые из-за своей сложности зависели от зарубежных технологий. Время показало, что риски были преувеличены: проекты запущены в срок и развиваются стремительными темпами. Более того, компания рассматривает возможность увеличения пикового объема добычи на этих активах.
Низкая ликвидность. Free-float акций Газпром нефти составляет всего 4,3% от числа акций в обращении, в результате чего они низко чувствительны к рыночным колебаниям: акции компании торгуются с бетой на уровне 0,7.
Стабильная дивидендная история. Последние 6 лет норма дивидендных выплат Газпром нефти составляла 25% чистой прибыли по МСФО (исключение – 2015 г., 28%). Исходя из текущих котировок, доходность акций находится на уровне 4,5% и соответствует среднеотраслевым показателям.
Прогнозы
Газпром нефть планирует достичь объема добычи углеводородов в размере 100 млн тонн нефтяного эквивалента в среднесрочной перспективе, при этом компания сохраняет прогноз, учитывая ограничения соглашения ОПЕК+. Около 70% от заявленного объема будет приходиться на нефть. Основные дайверы роста добычи - новые месторождения: Новопортовское, Приразломное и Восточно-Мессояхское, которые к 2021 г. выйдут на пик добычи. В ближайшие годы темп роста добычи снизится, так как значительная часть проектов реализована, а также из-за соглашения ОПЕК+. В 2018 г. мы ожидаем роста добычи углеводородов на 1% до 91,0 т.н.э.
Компания обладает крупным портфелем проектов, которые находятся на стадии геологоразведочных работ, и которые будут введены в промышленную эксплуатацию для поддержания полки добычи при цене нефти выше 50 долл. за баррель после 2020 г. при прочих равных. Эти активы смогут компенсировать снижение на старых месторождениях и удержать добычу углеводородов выше 100 млн т.н.э. в год. Потенциал добычи этих активов – 17 млн т.н.э. в год.
Новопортовское, Приразломное и Восточно-Мессояхское месторождения были основными драйверами роста капитализации Газпром нефти не только за счет обеспечения роста операционных показателей, но и благодаря крупным налоговым льготам, в результате которых экспортная пошлина и НДПИ, применяемые к этим активам, были близки к нулю и обеспечили львиную часть роста доходов группы. Льготы на этих месторождениях рассчитаны так, чтобы обеспечить доходность IRR проектов на уровне 16,3%. По мере достижения месторождением накопленной добычи (15 млн т - для Новопортовского, по 25 млн т – для Приразломного и Восточно-Мессояхского) льгота подлежит отмене. Новопортовское месторождение достигнет этой планки в текущем году, последние два актива – еще не скоро. Однако при дальнейшем определении налоговых льгот начинает работать другой фактор – 5% выработанность запасов, который служит обоснованием для продления. В результате этого в ближайшие годы экономика этих активов не будет уступать предыдущим.
В условиях ограничений сделки ОПЕК+ в текущем году Газпром нефть не сможет реализовать весь потенциал роста добычи, который мы ожидаем на уровне 1%. Однако она может максимально увеличить добычу на новых месторождениях и сократить на старых. В частности, в 2017 г. добыча на основных старых активах компании, Ноябрьскнефтегазе и Газпромнефть-Хантосе, снизилась на 6% или 1,7 млн т, тогда как добыча на новых выросла в 2 раза или на 4,7 млн т. Мы ожидаем роста доходов группы за счет увеличения доли активов с льготами в общей добыче.
В 2017 г. Газпром нефть начала реализовывать программу модернизации НПЗ с целью снизить выпуск мазута, экспортная пошлина на который достигла в прошлом году 100% от пошлины на нефть, сделав тем самым продукт нерентабельным. По нашим оценкам, на мазут приходилось 20% от объема производства Газпром нефти, что предоставляет большой потенциал для усиления downstream сегмента. По оценке компании, эффект на EBITDA по завершению модернизации составит 100 млрд руб. в год. Сама программа рассчитана до 2023-2025 гг. и обойдется в 400 млрд руб.
Размер капитальных затрат является ключевым показателем инвестиционного профиля Газпром нефти. Мы ожидаем, что в ближайшие 5 лет капитальные затраты в сегменте upstream снизятся на 50-100 млрд руб., так как не будут содержать затраты на обустройство новых месторождений и будут составлять сумму, необходимую для поддержания добычи. При этом CapEx в сегменте downstream вырастет на ту же величину в рамках программы модернизации НПЗ. После 2021 г. снова начнется рост в сегменте upstream. В результате капитальные затраты в среднесрочной перспективе останутся на текущем уровне – 370 млрд руб. в год. Таким образом, мы не ожидаем снижения инвестиций группы после выхода новых месторождений на проектную мощность.
Мы ожидаем роста финансовых показателей компании на всем горизонте прогнозирования в результате роста доли месторождений с налоговыми льготами и увеличения глубины нефтепереработки. После 2019 г. компания планирует сосредоточиться на эффективности производства, что выразится в снижении операционных затрат. При прогнозировании мы используем консервативный сценарий – сохранение/небольшой рост рентабельности EBITDA на уровне 22-23% до 2026 г.
Мы полагаем, что изменение дивидендной политики в сторону роста дивидендов является реальным сценарием для Газпром нефти. На текущий момент, у компании одна из самых низких норм выплат в отрасли - 25% чистой прибыли по МСФО. В среднесрочной перспективе мы ожидаем стремительного роста свободного денежного потока, и увеличение дивидендных выплат после завершения крупных проектов является нормальной практикой среди компаний.
Финансовая модель Газпром нефти
Для оценки справедливой стоимости Газпром нефти мы применяем DCF-модель. Мы используем долгосрочную цену Brent в размере $60 / баррель при среднем курсе рубля к доллару на уровне 58,3. Мы прогнозируем рост добычи нефти компании на 1% в текущем году и в среднем на 3% до 2021 г. до достижения целевого уровня добычи в 100 млн т.н.э. в год, после чего рост замедлится до 0,5% в год. Объем нефтепереработки в текущем году вырастет на 3% после масштабных ремонтных работ на МНПЗ И ОНПЗ в 2017 г. и останется на уровне 41,1 млн т на всем горизонте прогнозирования. CapEx будет находиться в среднем на уровне 370 млрд руб. в год, при этом свободный денежный поток будет расти за счет новых месторождений, увеличения глубины нефтепереработки в ходе программы модернизации НПЗ и мер по повышению эффективности производства. Мы используем стандартный долгосрочный темп роста на уровне 3%. WACC составляет 10,3%, что учитывает премию за низкую ликвидность в размере 2,2%, рассчитанную на основе разницы исторических доходностей акций компаний малой и большой капитализации.
Рыночные мультипликаторы
http://www.veles-capital.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter