8 2008 : 7 (495) 258 1989 Татнефтьdata.investfunds.ru/stocks_comments/5458/veles... · Доля (745) (27,5)меньшинства 44,4 53,4 (1 076) (42,1) Чистая прибыль

И н в е с т и ц и о н н а я к о м п а н и я

Данные аналитические материалы ИК «Велес Капитал» могут быть использованы только в информационных целях. Компания не дает гарантий относительно полноты приведенной в них информации и ее достоверности, а также не несет ответственности за прямые или косвенные убытки от использования данных материалов не по назначению. Данный документ не может

рассматриваться как основание для покупки или продажи тех или иных ценных бумаг.

Все права на данный бюллетень принадлежат ИК «Велес Капитал». Воспроизведение и/или распространение аналитических материалов ИК «Велес Капитал» не может осуществляться без письменного разрешения Компании. © Велес Капитал 2008 г.

Аналитический обзор 8 августа 2008 г.

Россия, Москва, 123610, Краснопресненская наб. 12, 7 под., 18 этаж Тел: 7 (495) 258 1988

Факс: 7 (495) 258 1989

Татнефть Рекомендация: ПОКУПАТЬПереработка + добыча природных битумов = рост Аналитик: Дмитрий Лютягин

Эл. почта: [email protected]

Основные моменты

С этого обзора мы начинаем освещать деятельность одной из крупнейших нефтяных компаний России – Татнефть. Компания занимает шестое место по объемам добычи в нашей стране, и является 21 по объемам доказанных запасов нефти в мире.

Добыча нефти осуществляется преимущественно на территории Республики Татарстан, где Татнефть владеет большей частью лицензий на разведку и добычу нефти. Основные месторождения компании сильно изношены, что является серьезным ограничителем наращивания добычи в ближайшие годы. В рамках программы расширения ресурсной базы на территории Республики компания начинает осваивать месторождения высоковязкой нефти. С этим направлением мы и связываем будущее Татнефти.

Определенным отрицательным аспектом в деятельности Татнефти на сегодняшний день мы выделяем отсутствие собственных мощностей по переработке нефти. Однако уже в скором будущем компания достроит нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплекс, который позволит Татнефти увеличить рентабельность бизнеса на 3-4%. Так в конце 2009 г. Будет введен в эксплуатацию комплекс ТАНЕКО по переработке 10,5 млн т нефти в год. Сейчас компании приходится покупать нефтепродукты для реализации на собственной сети АЗС, а существенную часть нефти, не идущую на экспорт, реализовывать на территории России, что не всегда является рентабельным.

Татнефть, на наш взгляд, очень удачно использует возможность льготного налогообложения на месторождениях с падающей добычей. В частности под дифференцированную ставку налога подпадают пять месторождений Татнефти с выработанностью более 80% запасов и с общим объемом добычи более 16 млн т нефти в год., а это 62% от всей добычи. В 2007 г. компания сэкономила на НДПИ 5 млрд руб., в 2008 г. планируется добиться экономии в 8 млрд руб.

Мы создали прогнозную модель Татнефти с учетом действующей стратегии развития компании, ожиданий менеджмента в отношении каждого производственного подразделения, последних финансовых результатов и также с учетом сегодняшних реалий развития нефтегазового сегмента в России. И выявили существенный потенциал капитализации будущих доходов компании, что также найдет свое отражение в росте котировок акций Татнефти.

По нашим оценкам справедливая цена акций Татнефти на конец 2008 г. составляет 8,69 долл. для обыкновенных акций и 4,45 долл. для привилегированных, предполагающая потенциал роста в 52,41% и 46,33% соответственно. В связи с этим мы рекомендуем «ПОКУПАТЬ» акции компании.

Основные показатели

Динамика акций компании относительно индекса РТС

0,80

0,90

1,00

1,10

1,20

1,30

1,40

1,50

1,60

1,70

07.07.2007 07.09.2007 07.11.2007 07.01.2008 07.03.2008 07.05.2008 07.07.2008

РТС Татнефть

Код РТС TATNЦена обыкновенной акции, долл. 5,70Мин./макс. цена за год, долл. 4,75 / 8,01Справедливая цена ао, долл. 8,69Потенциал роста, % 52,41%Цена привилегированной акции, долл. 3,04Мин./макс. цена за год, долл. 2,7 / 3,84Справедливая цена ап., долл. 4,45Потенциал роста, % 46,33%Всего акций обыкновенных, шт. 2 178 690 700Всего акций привилегированных, шт. 147 508 500Рыночная капитализация, млн долл. 12 866EV, млн долл. 12 335

Информация об эмитенте

Финансовые показатели (GAAP) 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П)Выручка, млн долл. 13 944 21 572 24 791EBITDA, млн долл. 2 627 3 845 4 947Чистая прибыль, млн долл. 1 694 2 486 3 280Норма EBITDA, % 18,8 17,8 20,0Норма чистой прибыли % 12,1 11,5 13,2

Коэффициенты 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П)P/E 7,6 5,2 3,9P/S 0,92 0,60 0,52EV/S 0,88 0,57 0,50EV/EBITDA 4,7 3,2 2,5

Велес Капитал А н а л и т и ч е с к и й о б з о р

8 августа 2008 г. Стр. 2

Результаты Татнефти за 2007 г.

Чистая прибыль Татнефть за 2007 г. по US GAAP составила 43,279 млрд руб., что подразумевает рост этого показателя на 45,4% к аналогичному показателю 2006 г., говорится в отчете компании. Чистая прибыль оказалась выше ожиданий рынка на 8%. Стоит напомнить, что участники ориентировались на показатель в 40,062 млрд руб.

Выручка нефтяной компании выросла на 11,9% к аналогичному показателю прошлого года, до 356,276 млрд руб., что также выше ожиданий рынка, т.к. участники рынка прогнозировали рост этого показателя на 7%. EBITDA Татнефти выросла на 34,6%, достигнув 67,107 млрд руб. Росту обозначенных финансовых показателей способствовало общее повышение цен на нефть в 2007 г., в среднем на 13,3%, рост объемов добычи на 1,3%, по итогам года компания добыла 25,74 млн т нефти. Стоит сказать, что только благодаря половине третьего и целому четвертому кварталу 2007 г. Татнефти удалось показать прибавку чистой прибыли. Напомним, чистая прибыль Татнефти в 1 полугодии 2007 г. показала снижение на 7,9% по сравнению с аналогичным периодом 2006 г. – до 16,493 млрд руб. Выручка компании в 1 полугодии снизилась на 2,3% – до 157,18 млрд руб., EBITDA на 7,7% – 29,05 млрд руб. И только благодаря благоприятной конъюнктуре сырьевых рынков, устранению эффекта «ножниц Кудрина» в середине второго квартала прошлого года, и удачному применению льготного налогообложения по НДПИ изношенных и сильно выработанных месторождений с первого января 2007 г. финансовые показатели Татнефти вырвалась положительную область.

Росту чистой прибыли ко всему прочему способствовал сдержанный рост затрат, который составил всего 7,3%. Затраты в основном складывались из роста таких статей как покупаемые нефть и нефтепродукты (+27,7%), транспортные расходы (+26,7%) и административные и коммерческие расходы (+9%). Остальные позиции себестоимости росли менее скромно, в среднем на 3-4,5%. Причем интересно отметить, что налоги по НДПИ практически не претерпели изменения (всего +1,25%), в то время как по сектору рост этого налога составил чуть более 7%. Мы связываем это с тем, что с 2007 г. Татнефть применяет на старых месторождениях льготное налогообложение, что и позволяет компании экономить по данной статье расходов. На рост чистой прибыли повлияли и доходы от финансовых вложений, которые в 2007 г. составили 5,789 млрд руб., что выше прошлогодних в 9,3 раза.

Эффективность Татнефти в 2007 г. также подросла. Рентабельность по EBITDA составила 18,8%, что превышает аналогичный показатель прошлого года на 3,1 п.п., по чистой прибыли эффективность составила 12,1%, что указывает на рост этого показателя на 2,7 п.п. к 2006 г. Также увеличивалась и рентабельность инвестированного капитала, которая прибавила 4,1 п.п. и достигла по итогам 2007 г. 19,8%, что на 7,2 п.п. выше затрат Татнефти на капитал.

Мы рассматриваем отчетность Татнефти как положительную. И считаем, что с учетом той относительно благоприятной конъюнктуры на рынке энергоносителей, наблюдаемой в настоящее время, компания сможет показать высокие результаты и по итогам первого полугодия 2008 г. и за весь текущий год. Благодаря высоким результатам за 2007 г., превзошедшим прогнозы рынка, мы ожидаем, что акции Татнефти будут выглядеть сильными на фоне общего сползания нефтяных бумаг в последние недели.



млн руб. млн долл. руб. долл. млн руб. млн долл.Выручка от продаж 318 284 11 732 11,9 18,9 356 276 13 944Себестоимость (279 111) (10 288) 7,3 14,0 (299 548) (11 724)в т.ч. Амортизация (10 673) (393) -2,8 3,3 (10 379) (406)

EBITDA 49 846 1 837 34,6 43,0 67 107 2 626Норма EBITDA, %Прибыль от продаж 39 173 1 444 44,8 53,8 56 728 2 220Норма прибыли от продаж, %Проценты к получению 2 036 75,0 36,5 44,9 2 779 108,8Проценты к уплате (247) (9,1) -75,7 -74,2 (60) (2,3)

Прибыли (убытки) по курсовым разницам (1 829) (67,4) 43,4 52,3 (2 623) (102,7)

Доходы от финансовой деятельности 621 22,9 832,2 889,9 5 789 226,6Прочие доходы (расходы) 2 870 105,8 -100,1 -100,1 (4) (0,2)Прибыль до налогообложения 42 624 1 571 46,9 56,0 62 609 2 450Норма прибыли до налогообложения, %Налог на прибыль (12 106) (446,2) 50,8 60,1 (18 254) (714,4)Отложенные налоговые 982 36,2 -34,7 -30,7 641 25,1Текущий налог на прибыль (13 088) (482,4) 44,4 53,3 (18 895) (739,5)

Чистая прибыль с учетом доли меньшинства 30 518 1 124,9 45,3 54,3 44 355 1 736,0

Доля меньшинства (745) (27,5) 44,4 53,4 (1 076) (42,1)Чистая прибыль 29 773 1 097,4 45,4 54,4 43 279 1 693,9Норма чистой прибыли, %

15,7 18,8

12,3 15,9

Финансовая отчетность Татнефти по US GAAP за 2007 г.2006 г. Изменение, % 2007 г.

Источник: данные компании; Оценка: Велес Капитал

13,4 17,6

9,4 12,1



Обзор предприятия

Татнефть является одной из крупнейших и старейших нефтяных компаний России и входит в шестерку крупнейших нефтяных компаний в нашей стране по объемам добычи нефти и является 21 по объемам доказанных запасов нефти в мире. Компания ведет свою историю с 1943 г., когда в Шугуровском районе было открыто месторождение нефти промышленного значения, в 1950 г. было создано объединение Татнефть. В 1994 г. предприятие было акционировано. И сегодня Татнефть практически же сформировалась как холдинговая вертикально интегрированная компания, осуществляющая нефтяной бизнес от скважины до бензоколонки. Окончательный положительный ярлычок ВИНКа на компанию можно будет повесить, когда завершится возведение крупного нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса, а именно в 2009-2010 гг. Также компания неплохо себя чувствует и на розничном рынке нефтепродуктов, так Татнефть имеет более 560 автозаправочных станций во многих регионах России и Украины. Одновременно компания занимает ведущие позиции в области нефтехимического производства. Шинная продукция Татнефти конкурирует на рынках шин России и стран ближнего зарубежья в основном с другими российскими производителями шин – Ярославским, Омским, Московским, Кировским, Красноярским, Воронежским, Волжским, Уральским и другими шинными заводами, а также с украинским шинным заводом «Росава». Татнефть использует современные технологии и методы повышения нефтеотдачи пластов, которые сегодня востребованы в ряде стран ближнего и дальнего зарубежья, а также обладает рядом уникальных нематериальных активов позволяющих наиболее полно отрабатывать месторождения. Высоким показателям эффективности производства Татнефти и сохранению одного из ведущих мест в отрасли способствуют реализация целевой программы по снижению производственных расходов и совершенствованию организации управления, значительный научно-производственный потенциал, инновационная направленность технической политики, высокий уровень специализации сервисных услуг.

Существующая структура акционеров Татнефти обеспечивает определенный баланс интересов между основными акционерами компании. Среди которых, крупнейшим акционером компании является правительство Татарстана, что позволяет ей развивать и плодотворно реализовывать стратегию развития в данной республике, являющейся основной сырьевой базы Татнефти. Участие в капитале компании такого влиятельного инвестора позволяет нефтяной компании также рассчитывать на разного рода лоббистскую поддержку в государственных структурах, и в определенной пропорции снижает риски участия миноритариев в акционерном капитале.

Структура собствнников Татнефти

Прочие13%

Связьинвестнефтехим34%

ИНГ "Евразия"29%

ЗАО "ДКК"16% НП "НДЦ"

8%

Источник: данные СКРИН, Оценка: Велес Капитал Добыча нефти осуществляется преимущественно на территории Республики Татарстан, где Татнефть владеет большей частью лицензий на разведку и добычу нефти. В рамках программы расширения ресурсной базы на территории Республики компания начинает осваивать месторождения высоковязкой нефти. В этом направлении ведутся опытно-промышленные работы с использованием передовых мировых технологий, а также с привлечением зарубежных партнеров имеющих опыт работы со сверхвязкой нефтью.



Одновременно Татнефть реализует стратегию эффективного наращивания запасов и расширения территории своего присутствия за пределами как Республики Татарстан, так и Российской Федерации. В частности нефтяная компания представлена в таких нефтедобывающих странах как Казахстан, Ливия, Саудовская Аравия, Ангола и др.

С начала промышленного освоения недр Татарии в этой республике было добыто более 3 млрд т нефти из которых более 2 млрд т приходится на долю Ромашкинского месторождения Татнефти. Компания характерна своей стабильностью в добыче. С начала перехода на новую формацию компания регулярно и по сей день приращивает добычу. Так в 1995 г. Татнефть добывала 24 млн т нефти, сегодня ежегодная добыча компании составляет 25,74 млн т. В планах Татнефти довести добычу до 30 млн т, таких объемов компания могла бы достичь начав промышленную отработку нефти из битумизированных песков, и применяя льготное налогообложение на классических месторождениях нефти.

Традиционная добыча компании очень высоко концентрирована. Так более 70% добычи Татнефти на текущий момент обеспечивают три месторождения – Ромашкинское, Ново-Елховское и Бавлинское, запасы которых в значительной степени истощены, т.к. отработка этих объектов разменяла пятый десяток. Стоит описать каждое из обозначенных месторождений, чтобы в дальнейшем анализе компании понять, почему Татнефть сейчас может рассчитывать на определенную экономию по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Ромашкинское месторождение было введено в промышленную разработку в 1952 г. Пик годовой добычи на месторождении пришелся на 1975 г., когда на Ромашкинском месторождении был достигнут уровень добычи в 81,5 млн т. В дальнейшем месторождение вошло в стадию падающей добычи – на данный момент годовая добыча составляет около 15 млн т, а накопленная – свыше 2 млрд т.

Другое месторождение это Ново-Елховское, которое расположено в непосредственной близости от Ромашкинского. Разработка месторождения была начата в 1961 г.. Пик годовой добычи на месторождении пришелся середину 70-х годов прошлого века. В дальнейшем месторождение вошло в стадию падающей добычи – на в 2007 г. добыча составляла около 2,5 млн т., а накопленная – выше 380 млн т.

Бавлинское месторождение былое открыто в 1946 г. и введено в промышленную разработку в 1949 г. Пик добычи пришелся на середину 70-х гг. Текущий годовой объем добычи составляет около 900 тыс. т.

Операционные показатели Татнефти

20,00

21,00

22,00

23,00

24,00

25,00

26,00

27,00

28,00

29,00

2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)

млн т

Добыча нефти Источник: данные компании, Оценка: Велес Капитал



Доказанные запасы нефти и конденсата Татнефти на 1 января 2008 г. по международной классификации Общества инженеров-нефтяников и Мировых нефтяных конгрессов составили 6 млрд 139 млн 700 тыс. барр., что на 228 млн барр. больше чем на 1 января прошлого года.

Вероятные запасы нефти и конденсата увеличились в 2007 г. на 146,9 млн барр. до 2 млрд 141 млн 300 тыс. барр. Возможные запасы жидких углеводородов составляют 610,1 млн барр.

Запасы газа также увеличились и составили: доказанные – 37,5 млрд куб. м; вероятные – 12,8 млрд куб. м, и возможные – 1,23 млрд куб. м.

Прирост запасов компании непосредственно связан с успешным использованием современных технологий при добыче нефти и газа, расширением географии деятельности Татнефти, а также началом освоения месторождений сверхвязкой битумной нефти в Татарстане.

Возвращаясь к производственным показателям Татнефти, стоит сказать, что компания в настоящее время реализует проект по постройке крупного нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса. Заводы комплекса будут производить 18 видов продуктов переработки нефти – от моторных топлив европейского качества до компонентов сырья для производства широкой гаммы востребованной нефтехимической продукции.

В состав комплекса войдут традиционный НПЗ мощностью 7 млн т в год, завод глубокой переработки нефти мощностью 3,5 млн т в год и нефтехимический завод. Нефтеперерабатывающий комплекс будет построен в три этапа.

Первый этап – этап возведения нефтеперерабатывающего завода, в который войдут установка первичной переработки сырья, блок получения ароматических веществ, гидроочистка продукции, гидрокрекинг вакуумного газойля. На этом заводе будут производиться авиакеросин и дизельное топливо, соответствующие стандартам Евро-5. Глубина переработки сырья составит 60%. Завод будет приспособлен также к переработке серы. Ввод в эксплуатацию завода запланирован на июнь 2009 г.

На втором этапе будет построен завода глубокой переработки нефти с выходом сырья для нефтехимии. На заводе будет установлены активы глубокого каталитического крекинга. Проектируемая глубина переработки составит чуть менее 100%. Товарной продукцией завода будут высокооктановые присадки автобензинов и сырье для производства полипропилена. Ввод завода в эксплуатацию запланирован на конец 2009 г.

Третьим этапом, своего рода венцом всего комплекса, который планируется завершить в 2010-2011 гг., является строительство нефтехимического завода. Он будет работать на сырье, получаемом от двух предыдущих этапов, и части сырья поставляемого из вне. Из бензола с НПЗ будут вырабатывать линейные алкилбензолы, которые применяются в производстве пеномоющих средств и смазочных масел. Из ксилола будут производить параксилол и терефталевую кислоту, для последующего выпуска полиэфирных u1074 волокон, пленок, бутылок и т. п. Еще одним продуктом завода станет полипропилен, который идет на нетканые материалы, нити, рукавные ткани, листы и пленки для вакуумного формования.

В структуре активов Татнефти есть и крупный шинный завод Нижнекамскшина, который приносит компании 6,8% выручки и является хорошим дополнением к построению вертикальной интеграции холдинга.



Объем производства конечной продукции Татнефтью

10,000

10,500

11,000

11,500

12,000

12,500

13,000

13,500

2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П)2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П)2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П)2016 г. (П)

млн шт.

0,000

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000млн т

Производство шин Производство нефтепродуктов Источник: данные компании, Оценка: Велес Капитал

Отдельно следует упомянуть новое направление в добыче нефти, это добыча сверхвязкой нефти. Сейчас в Татарии выявлено 450 месторождений природных битумов, из них 150 находятся в зоне деятельности Татнефти, а 12 подготовлены к промышленной разработке. По ряду оценок, ресурсы природных битумов в Татарии составляют от 1,5 млрд до 7 млрд т, а это вторые по величине запасы природных битумов в мире. Мы не исключаем, что компании в итоге может достаться львиная доля Татарских запасов битумов, что определит дальнейший процветающий этап развития компании. Уже сейчас с Татнефтью в этих проектах желают работать иностранные компании. Так осенью прошлого года Shell подписала соглашение с Татнефтью о создании СП по разработке битуминозной нефти в Татарии. На очереди стоит совместный проект с другой иностранной компанией Chevron. Обе компании имеют широкий опыт работы с битумизированными песками в Канаде, поэтому будут крайне технологически полезны Татнефти в ее не простой миссии первопроходца.

Стоит напомнить, что работа на битумных месторождениях Татарии, о нерентабельности освоения которых неоднократно говорили нефтяники и эксперты несколько лет назад, стала возможна после того, как Татнефти удалось осуществить перевод 12 участков в категорию сверхвязких нефтей. С 2007 г. Татнефть не платит НДПИ лишь на нефть, добываемую на истощенном Ромашкинском и ряде других месторождений. По битумной нефти НДПИ до сих пор уплачивается в полном объеме. Однако в начале года Роснедра перевели битумные запасы в категорию высоковязкой нефти и пересчитали НДПИ. Таким образом, на эти месторождения также распространится льготный порядок работы. Что в свою очередь будет привлекать иностранных партнеров и делать отработку более рентабельной. К тому же после того как в начале года цены на нефть перевалили за 100 долл. за барр. отработка природных битумов уже не является не рентабельной. И все же основным риском этого проекта мы считаем высокую себестоимость добычи. По оценкам самой нефтяной компании, в 2006 г. себестоимость добычи такой нефти составила 139 долл. за барр., в 2007 г. она должна была снизиться до 57 долл. за барр., а в 2008 г. – до 23 долл. за барр. В Канаде себестоимость добычи барреля битумной нефти находится на уровне 15 долл., в то время как себестоимость добычи барреля традиционной нефти составляет в среднем 4-5 долл.

Как мы уже упоминали Татнефть на своих месторождениях одна из первых начала применять льготное налогообложение по НДПИ. Выработанность основных месторождений компании превышает 80%, что позволяет ей, по действующему в России с недавних пор законодательству, рассчитывать на льготное налогообложение. И первые результаты компания и инвесторы смогли ощутить уже в 2007 г. Так сумма льгот по НДПИ для выработанных месторождений для Татнефть в 2007 г. составила около 5 млрд руб., часть которых направлена на продление рентабельного срока эксплуатации участков. Как отмечает компания, под дифференцированную ставку налога подпадают пять месторождений Татнефти с 80% выработанностью запасов и с общим объемом добычи более 16 млн т нефти в год.



С января 2007 г. льготы по НДПИ применяются пока только для Ромашкинского месторождения, где в короткие сроки были проведены необходимые работы для обеспечения прямого учета нефти. В результате объем добытой нефти составил 15,2 млн т, или 94,6% от всей потенциально возможной добычи, попадающей под льготы. По итогам 2008 г. компания планирует получить снижение налоговой нагрузки на 8 млрд руб. за счет дифференциации ставки НДПИ для выработанных и сложных месторождений. За счет того что доля НДПИ в структуре себестоимости составляет 19,4%, снижение на один процент приводит к ощутимой экономии, и росту рентабельности при прочих равных условиях. Так в 2007 г. снижение НДПИ на 1% привело бы к росту операционной рентабельности на 0,2%.

Доля затрат в структуре себестоимости в 2007 г.Операционные

расходы20%

Стоимость приобретенных нефти и нефтепродуктов

14%

Налоги, кроме налога на прибыль

50%

Износ и амортизация3%

Коммерческие, общехозяйственные и административные

расходы7%

Прочие расходы6%

Источник: данные компании, Оценка: Велес Капитал

Описывая бизнес компании, стоит упомянуть и о дивидендах. Долгосрочная доля отчислений из чистой прибыли составляет до 30%, что вполне соответствует среднеотраслевым показателям. По итогам 2007 г. дивиденды составили 5,65 руб. на одну акцию, а дивидендная доходность более 3,5%, что является высоким результатом в отрасли.

Резюмируя вышеописанные производства компании и планы по наращиванию операционной деятельности в части переработки и начала добычи битумизированных песков, применяя передовые технологии, а также продолжению развития сбытовой сети, построения вертикально интегрированного нефтяного холдинга и улучшения корпоративной культуры, Татнефти будут необходимы и значительные объемы капитальных вложений. В текущем году инвестиции компании составят рекордные значения, это связано с интенсификацией работы по сооружению нефтеперерабатывающего производства и продолжению поддерживания текущей добычи на изношенных месторождениях. В дальнейшим мы прогнозируем, что объемы капитальных вложений у компании несколько снизятся, но будут держаться выше уровней 2006 г., мы это связываем с тем, что получаемую выгоду от применения льготного налогообложения и высвобождению части средств с начала 2009 г., в связи с общим снижением налоговой нагрузки на нефтянку, Татнефть будет пускать в дело. А именно компания будет более интенсивно осваивать битумизированные пески, и пытаться входить в другие нефтедобывающие регионы, как России, так и мира.



Капитальные вложения Татнефти , млн долл.

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П) Источник: данные компании, Оценка: Велес Капитал

В итоге, результатом активизации Татнефти будет рост эффективности бизнеса компании и выход показателей эффективности на среднеотраслевой уровень. Мы ожидаем, что в прогнозном периоде выручка компании будет стабильно повышаться, показатели прибыли также будут показывать положительную динамику. Что показательно существенного изменения в финансах компании можно будет ожидать в конце 2009 г. Начале 2010 г., когда произойдет ввод в строй нефтеперерабатывающего комплекса. Рентабельность операционной прибыли подскочит на 3,3 п.п., а сама прибыль увеличится к 2007 г. более чем в 2 раза.

Эффективность бизнеса Татнефти

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)

Норма EBITDA, % Норма чистой прибыли, % Источник: данные компании, Оценка: Велес Капитал

Считаем также целесообразным отразить влияние всех обозначенных тенденций развития Татнефти на рынок ее акций. По нашим расчетам капитализация компании будет иметь устойчивую тенденцию роста на протяжении ближайших четырех-пяти лет, основанную именно на фундаментальных сильных показателях. Стоит сказать, что сейчас на фондовых рынках, как российских, так и мировых, наблюдается глобальное снижение, однако по нашему мнению оно вскоре остановится, т.к. в ценах уже, по большому счету, заложены самые негативные сценарии развития мировой экономики и продажи становятся необоснованными. На этом фоне мы считаем, что инвесторы уже могли бы начать присматриваться к существенно подешевевшим бумагам российских компаний, среди которых наиболее интересными на текущий момент выглядят бумаги нефтегазового сектора и в частности, анализируемые нами акции компании Татнефть. Необходимо также сказать, что по мнению председателя совета директоров Татнефти Рустама Минниханова, его подопечная компания должна в горизонте пяти лет увеличить свою капитализацию до 30 млрд долл. (сейчас она составляет чуть более 13 млрд долл.) Такого рода заявления должны стать своего рода целью менеджмента и показать инвестиционному сообществу перспективы вложений в акционерный капитал компании.



Основными ограничителями роста котировок акций являются: ухудшение ценовой конъюнктуры на энергоносители, негативная динамика на мировых фондовых площадках и передел собственности на Кременчугском НПЗ в Украине.

Сильные стороны Слабые стороны

Компактность добывающих активов компании;

Высокая степень обеспеченности запасами

Сильная стратегия, нацеленная на долгосрочный и органичный рост;

Высокая отдача на инвестированный капитал;

Высокотехнологические производственные активы и развитый нефтесервис;

Льготное налогообложение; Политическая поддержка в основном

регионе нефтедобычи.

Высокая выработанность запасов на основном добывающем месторождении;

Низкое качество добываемой нефти;

Не высокие темпы прироста добычи;

Высокий уровень издержек.

Возможности Риски Начало эксплуатации сверхвязкой

нефти; Ввод в строй передового

нефтеперерабатывающего комплекса; Участие в аукционах по

нераспределенному фонду недр; Расширение международного

направления бизнеса.

Резкое падение цен на «черное золото»;

Смена нынешней политической элиты.



Прогнозы и оценки

Мы создали модель Татнефти на основе прогнозов самой компании и наших предположений о макроэкономическом окружении и тенденций развития нефтегазового комплекса России и мира.

В частности мы оценили итоговые цифры по мировым ценам на нефть на конец 2008 г., которые составят по базовым прогнозам 113,5 долл. за барр. по марке Urals, и отразили скорректированный нами ранее прогноз цен на будущее, исходя из сегодняшних тенденций и перспектив будущего развития мировой экономики и политической ситуации в мире.

По нашему мнению, долгосрочному росту цен на нефть способствует несколько факторов, среди которых общемировой рост себестоимости добычи нефтяников, сокращение легкодоступных запасов сырья в противовес увеличению потребления со стороны развивающихся стран (в основном Китая и Индии). Есть в ценах и спекулятивная составляющая, которая до недавнего времени составляла до 25 долл. за барр. Однако после появления проблем в экономике США, рынок начал больше учитывать именно фундаментальные причины, и спекулятивная составляющая стремительно испарилась. Мы не исключаем появления время от времени новых попыток ряда игроков сыграть на спекулятивных факторах, но для построения модели Татнефти исходили именно из экономических фундаментальных предпосылок. Стоит также сказать, что даже с учетом последних кризисных явлений в развитых странах, в первую очередь США, Германии, Англии и Франции, которые вызвали существенное сокращение потребления нефти и нефтепродуктов в них, мы полагаем, что в долгосрочной перспективе рост спроса на данный вид источника энергии будет оставаться устойчивым. Мы считаем, что на рынке нефти в ближайшее время продолжатся начатые несколько недель назад коррекционные явления. Из предполагаемых уровней поддержки мы выделяем уровень в 112 долл. за барр. по марке WTI, следующим долгосрочным уровнем является уровень в 104 долл. Однако в долгосрочной перспективе сохраняем уверенность в степенной повышательной динамике.

В отношении долгосрочного роста цен на нефть, мы основываемся исходя из постепенного истощения существующих крупных месторождений и исходя из того, что для поддержания добычи компаниям придется интенсифицировать добычу на более мелких объектах недропользования, увеличивая, к тому же, их количество, что в свою очередь будет увеличивать удельную себестоимость добычи. Мы считаем, что в текущих условиях цены на нефть не опустятся ниже 70 долл. за барр., из-за общего роста затрат нефтяников на баррель добычи, которые в плотную приблизились к 55-60 долл. Рассматривая краткосрочные перспективы стоит сказать, что на фьючерсном нефтяном рынке сейчас действует несколько крупных инвестиционных банков, которые всячески подпитывают интерес со стороны участников рынка и инвесторов к данному инструменту, строя оптимистические прогнозы на будущее. Это в свою очередь выливается в повышенную волатильность на рынке, которая, по нашему мнению, к хорошему не приводит. Но пока цены на нефть находятся на высоких значениях, нефтяные компании и в частности анализируемая нами Татнефть будут продолжать получать сверх прибыли, которые позволят компании в комфортном режиме продолжать осуществлять ранее намеченные инвестиционные планы.

В нашей модели мы также отразили вклад итоговых макроэкономических показателей по России (ВВП, инфляция, тарифы на электроэнергетику и трубопроводный транспорт) и их прогноз на предстоящие годы.

В нашей модели мы отразили все планируемые, в соответствии со стратегией, будущие показатели компании, как по добыче нефти, так ее переработки, и необходимые на это капитальные вложения. Мы также отразили последние тенденции роста операционных затрат в секторе upstream для всех нефтегазовых компаний в России, что вызвано удорожанием сервисных услуг, ростом статей по оплате труда и ростом количества проводимых операций.

На основе того объема капитальных вложений, который планируется Татнефтью, эффективности ее операций в долгосрочной перспективе и высокой инерционностью в секторе добычи, можно предположить, что компания на постпрогнозном периоде будет расти на уровне 2% в год, что и было заложено в нашу модель и является вполне консервативным подходом.



В модели Татнефти мы отразили влияние применения льготного налогообложения по НДПИ на изношенных месторождениях с 2007 г. Мы также учли будущее изменение самой шкалы расчета НДПИ, обозначенное в марте текущего года Кудриным и поддержанное и подробно представленное Путиным к принятию с первого января 2009 г. Законопроект налоговых послаблений для нефтяников уже прошел основные слушания в Государственной Думе этим летом. Из будущих возможных налоговых послаблений, которые мы не учитывали в нашей модели, следует выделить возможность пересмотра политики в части экспортных пошлин и дальнейшие шаги по снижение НДПИ на нефть с 2010 г., о чем также много говорил российский политический истеблишмент, но конкретных предложений в настоящее время внесено не было. Из последних заявлений можно выделить высказывания помощника президента РФ Аркадия Дворковича на 12 Международном Экономическом Форуме в Санкт-Петербурге, где он высказался за дальнейшее снижение налогового бремени на нефтяную отрасль. По его словам, по расчетам экспертов, принятых уже мер достаточно для стабилизации добычи нефти. Но для роста добычи нефти необходимы дальнейшие шаги, в том числе введение с 2010 г. более рациональной системы НДПИ и экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты. Стоит также сказать, что правительство РФ обещало в августе текущего года дать более определенные цифры по будущим новым налоговым послаблениям. После их обнародования можно будет спрогнозировать дополнительную экономию на налогах для Татнефти. В настоящей модели учтены только уже принятые послабления.

После анализа рассмотренных выше фактов развития Татнефти, с учетом наших прогнозов и допущений, и принимая во внимание перспективы будущего развития и точки роста основных производственных показателей, мы вышли на показатель справедливой стоимости акций компании, который составил 8,69 долл. для обыкновенных акций и 4,45 долл. для привилегированных. В настоящее время потенциал роста акций Татнефти составляет 52,41% для обыкновенных акций и 46,33% для привилегированных акций. В связи с этим, мы рекомендуем «ПОКУПАТЬ» акции компании.



Финансовая модель компании

2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)Добыча, млн т 25,4 25,7 26,0 26,3 26,6 26,8 27,0 27,2 27,4 27,6 27,8Переработка всего, млн т 0,69 0,70 0,71 3,71 11,22 11,22 11,22 11,22 11,22 11,22 11,22в том числе:Елховская НПУ 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18Татнефтегазпереработка 0,52 0,53 0,54 0,54 0,54 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55ТАНЕКО 0 0 0 3,00 10,50 10,50 10,50 10,50 10,50 10,50 10,50

Производство шин, млн шт 12,206 12,414 12,476 12,538 12,601 12,664 12,727 12,791 12,855 12,919 12,984Темпы роста добычи нефти, % 0,3 1,3 1,0 1,1 1,1 0,9 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

Объем добычи и переработки нефти Татнефтью в 2006-2016 гг.


2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)Экспорт в дальнее зарубежье, млн т 10,30 11,62 11,73 9,99 8,85 8,96 9,01 9,10 9,20 9,30 9,39Экспорт в ближнее зарубежье и страны СНГ млн т 5,70 5,21 5,26 4,73 3,19 3,24 3,28 3,32 3,35 3,39 3,42Продажи внутри России 9,41 8,41 8,49 7,89 6,91 7,00 7,02 7,09 7,17 7,24 7,32Продажа собственных нефтепродуктов, млн т 0,69 0,53 0,54 3,71 7,72 7,72 7,72 7,72 7,72 7,72 7,72Продажа шин, млн шт 12,21 12,41 12,48 12,54 12,60 12,66 12,73 12,79 12,85 12,92 12,98Продажа приобретенной нефти, млн т 2,01 2,12 2,13 2,14 2,15 2,16 2,17 2,18 2,19 2,19 2,19Продажа приобретенных нефтепродуктов, млн т 1,70 1,88 1,90 0,95 0,47 0,24 0,12 0,06 0,03 0,01 0,01Темпы роста реализаци натуральной продукции -3,6 0,4 0,8 -1,4 -0,1 0,2 0,2 0,5 0,6 0,6 0,6


Объем реализации нефти и нефтепродуктов Татнефтью на основных рынках в 2006-2016 гг.

2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)Цена нефти Urals, долл. за барр. 61,4 69,5 113,5 124,5 113,3 109,3 106,0 100,5 95,7 101,2 106,0Цена нефти Brent, долл. за барр. 65,1 72,8 118,6 130,0 118,4 114,2 110,7 105,0 100,0 105,8 110,7Цена реализации нефти на экспорт в дальнее зарубежье, долл. за т 434,1 499,8 795,3 872,2 793,9 765,9 742,8 704,4 670,8 709,4 742,6

Цена реализации нефти на экспорт в ближнее зарубежье, долл. за т 407,1 419,5 623,0 683,2 621,8 599,9 581,8 551,7 525,4 555,6 581,7

Цена реализации нефти в России, долл. за т 189,8 227,7 371,6 407,5 370,9 357,8 347,0 329,1 313,4 331,4 347,0Цена реализации нефтепродуктов, долл. за т 743,7 811,7 1 126,0 1 234,8 1 123,9 1 084,3 1 051,6 997,2 949,6 1 004,3 1 051,4Цена реализации покупной нефти, долл. за т 95,3 329,9 522,3 572,8 521,4 503,0 487,8 462,6 440,5 465,9 487,7Цена реализации покупных нефтепродуктов, долл. т 942,5 900,4 1 234,4 1 353,7 1 232,1 1 188,7 1 152,8 1 093,2 1 041,0 1 100,9 1 152,5Цена реализации шин 64,7 76,1 124,1 136,1 123,9 119,5 115,9 109,9 104,7 110,7 115,9

Прогноз цен реализации Татнефти на производимую продукцию на 2006-2016 гг.


2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)Выручка от экспорта в дальнее зарубежье 4 471 5 806 9 332 8 712 7 025 6 859 6 693 6 413 6 171 6 594 6 975Выручка от экспорта в ближнее зарубежье 2 320 2 186 3 278 3 232 1 983 1 946 1 909 1 829 1 760 1 881 1 990Выручка от продаж внутри России 1 785 1 915 3 156 3 213 2 565 2 504 2 435 2 334 2 245 2 399 2 538Выручка от продаж нефтепродуктов 0 0 0 4 584 8 673 8 370 8 119 7 699 7 331 7 753 8 117Выручка от продаж покупной нефти 192 698 1 111 1 225 1 120 1 086 1 059 1 009 964 1 020 1 068Выручка от продаж покупных нефтепродуктов 1 602 1 692 2 343 1 284 585 282 137 65 31 16 9Выручка от продаж шин 789 944 1 549 1 707 1 561 1 514 1 476 1 406 1 346 1 430 1 505Прочая выручка 573 703 803 834 844 858 882 891 903 916 930Итого выручка от реализации 11 732 13 944 21 572 24 791 24 355 23 420 22 708 21 646 20 751 22 011 23 131

Выручка от реализации продукции Татнефтью на 2006-2016 гг., млн долл.




2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)АктивыВнеоборотные активы 8 019 9 535 11 280 12 013 12 284 12 494 12 734 12 914 13 036 13 103 13 105Основные средства 6 581 7 350 8 826 9 529 9 853 10 111 10 378 10 587 10 736 10 813 10 826Долгосрочные финансовые вложения 865 1 265 1 375 1 360 1 311 1 270 1 243 1 219 1 199 1 181 1 164Займы выданные, нетто 184 190 208 208 202 198 196 194 193 192 191Задолженность связанных сторон 230 256 281 281 274 268 265 262 260 259 258Прочие долгосрочные активы 159 475 590 635 644 648 653 651 648 658 667Оборотные активы 3 755 4 955 6 514 8 074 9 250 10 678 12 130 13 398 14 587 16 193 17 976Товарно-материальные запасы 420 428 663 742 717 699 685 666 647 683 717Задолженность связанных сторон 529 772 911 930 900 869 847 822 800 812 822Текущая доля расчетов по займам выданным 170 149 230 264 259 250 242 231 221 235 246Дебиторская задолженность 988 1 730 2 411 2 771 2 722 2 617 2 538 2 419 2 319 2 460 2 585Предоплата и прочие текущие активы 737 703 829 847 819 792 774 755 739 739 738Денежные средства и их эквиваленты 253 509 788 905 889 855 829 790 758 804 845Денежные средства с ограничением к использованию 55 156 199 209 203 196 192 186 181 184 186Краткосрочные финансовые вложения 602 508 485 1 405 2 740 4 399 6 022 7 529 8 922 10 276 11 837Всего активов 11 774 14 490 17 794 20 087 21 534 23 171 24 863 26 312 27 623 29 296 31 081

ПассивыДолгосрочные обязательства 1 909 2 475 2 758 2 768 2 359 2 295 2 254 2 211 2 172 2 161 2 147Долгосрочные кредиты и займы 11 359 384 357 16 16 15 14 13 9 6Прочие долгосрочные обязательства 64 84 91 90 87 84 82 81 79 78 77Отложенные налоговые обязательства 758 773 855 862 846 831 824 816 807 800 794Задолженность перед связанными сторонами 0,7 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3Обязательства, связанные с окончанием срока полезного использования активов 1 066 1 250 1 416 1 447 1 399 1 354 1 322 1 290 1 262 1 263 1 261

Обязательства по финансовому лизингу за вычетом текущей доли 10 9 11 11 11 11 10 10 10 10 10

Краткосрочные обязательства 1 207 1 504 1 844 1 937 1 868 1 782 1 721 1 644 1 580 1 646 1 705Кредиторская задолженность 711 879 1 158 1 269 1 247 1 199 1 163 1 108 1 063 1 127 1 184Задолженность перед связанными сторонами 46 54 69 73 71 68 66 64 63 64 64Текущие обязательства по уплате налогов 279 378 469 489 475 459 447 435 424 428 432Обязательства по финансовому лизингу 32 23 24 24 23 23 22 22 21 21 21Краткосрочные кредиты и займы 139 170 123 81 52 34 22 14 9 6 4Акционерный капитал Татнефти 8 657 10 511 13 192 15 382 17 307 19 094 20 888 22 457 23 871 25 489 27 229Уставный акционерный капитал 86 91 99 98 94 91 90 88 86 85 84Прочий накопленный совокупный (убыток)/прибыль (12) (18) (20) (19) (19) (18) (18) (17) (17) (17) (17)Нераспределенная прибыль 5 055 6 643 8 930 11 095 13 105 14 960 16 785 18 383 19 825 21 459 23 212Выкупленные акции (103) (110) (119) (118) (114) (110) (108) (106) (104) (102) (101)Добавочный капитал 3 514 3 729 4 054 4 012 3 865 3 744 3 664 3 595 3 535 3 484 3 433Доля меньшинства 117 176 247 315 375 427 475 514 546 580 617Всего пассивов 11 774 14 490 17 794 20 087 21 534 23 171 24 863 26 312 27 623 29 296 31 081

Баланс Татнефти на 2006-2016 гг., млн долл.


2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)Выручка компании 11 732 13 944 21 572 24 791 24 355 23 420 22 708 21 646 20 751 22 011 23 131Затраты и расходы 10 288 11 724 18 175 20 350 19 673 19 159 18 794 18 257 17 742 18 742 19 673Операционные расходы 2 105 2 334 2 742 5 162 7 093 7 024 7 034 7 044 6 978 7 232 7 494Стоимость приобретенных нефти и нефтепродуктов 1 249 1 695 2 673 1 932 1 299 1 043 915 826 767 800 832Затраты на геологоразведочные работы 57 62 73 77 81 86 91 96 95 101 108Транспортные расходы 245 330 433 480 510 538 571 601 634 664 696Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы 756 875 1 085 1 189 1 168 1 123 1 089 1 038 995 1 056 1 110

Убыток от выбытия и снижения стоимости основных средств и финансовых вложений 127 206 221 216 204 194 187 181 176 183 190

Налоги, кроме налога на прибыль 5 344 5 726 10 455 10 741 8 728 8 530 8 258 7 802 7 408 8 002 8 533Расходы на содержание социальной инфраструктуры и передача объектов социальной сферы 12 92 45 47 48 49 50 52 54 56 58

EBITDA 1 837 2 627 3 845 4 947 5 224 4 832 4 511 4 007 3 644 3 915 4 111Норма EBITDA, % 15,7 18,8 17,8 20,0 21,4 20,6 19,9 18,5 17,6 17,8 17,8Износ и амортизация 393 406 448 506 542 571 597 618 634 647 653EBIT 1 444 2 220 3 397 4 441 4 682 4 262 3 915 3 389 3 009 3 268 3 458Норма EBIT, % 12,3 15,9 15,7 17,9 19,2 18,2 17,2 15,7 14,5 14,8 14,9Внеоперциаонные доходы/издержки 127 230 116 167 206 289 351 394 417 474 526Прибыль до налогообложения 1 571 2 450 3 513 4 608 4 888 4 551 4 266 3 783 3 426 3 743 3 984Норма прибыли до налогообложения, % 13,4 17,6 16,3 18,6 20,1 19,4 18,8 17,5 16,5 17,0 17,2Налог на прибыль (446) (714) (971) (1 258) (1 314) (1 204) (1 111) (969) (863) (926) (966)Доля меньшинства, прибыль (выплаты) (27) (42) (56) (70) (71) (64) (57) (48) (41) (42) (45)Чистая прибыль 1 097 1 694 2 486 3 280 3 503 3 283 3 098 2 766 2 523 2 774 2 972Норма чистой прибыли, % 9,4 12,1 11,5 13,2 14,4 14,0 13,6 12,8 12,2 12,6 12,9


Отчет о прибылях и убытках Татнефти на 2006-2016 гг., млн долл.



2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)Денежные потоки от операционной деятельностиЧистая прибыль 1 097 1 694 2 486 3 280 3 503 3 283 3 098 2 766 2 523 2 774 2 972Поправки на:Амортизация основных средств 393 406 448 506 542 571 597 618 634 647 653Прочие 149 184 303 297 249 229 220 205 198 234 240Потоки денежных средств от операционнойдеятельности до изменений в оборотном капитале 1 640 2 284 3 237 4 083 4 293 4 083 3 915 3 589 3 355 3 654 3 866

Изменение оборотных активов (770) (591) (932) (564) (67) 21 30 98 85 (272) (251)Изменение оборотных пассивов 345 187 224 131 23 (12) (14) (36) (31) 80 73Итого изменение оборотного капитала (426) (404) (708) (433) (44) 9 16 62 54 (192) (177)Чистая сумма поступлений денежных средств от операционной деятельности 1 214 1 880 2 529 3 650 4 249 4 092 3 930 3 651 3 409 3 462 3 689

Инвестиционная деятельность

Капитальные затраты на приобретение основных средств (626) (1 317) (1 503) (1 517) (1 418) (1 332) (1 265) (1 204) (1 136) (1 064) (1 012)

Денежные средства с ограничением к использованию (55) (98) (29) (13) (2) 1 1 2 2 (5) (5)Прочие результаты инвестиционной деятельности (649) (136) 68 (925) (1 386) (1 746) (1 716) (1 620) (1 519) (1 484) (1 709)Чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности (1 330) (1 551) (1 465) (2 455) (2 806) (3 077) (2 980) (2 822) (2 654) (2 554) (2 725)

Финансовая деятельностьУвеличение/(уменьшение) краткосрочных займов (103) 15 (61) (41) (26) (17) (11) (7) (5) (3) (2)Увеличение/(уменьшение) долгосрочных займов (54) 348 (6) (23) (328) 0 (0) (0) (1) (4) (3)Погашение обязательств по финансовому лизингу (51) (43) 0 0 0 0 0 0 0 0 0Дивиденды, выплаченные акционерам (85) (417) (763) (1 005) (1 072) (1 004) (946) (844) (769) (845) (905)Выплата дивидендов миноритарным акционерам (7) (6) 0 0 0 0 0 0 0 0 0Операции с собственными акциями (1) 14 0 0 0 0 0 0 0 0 0Чистые денежные средства, полученные от (использованные в) финансовой деятельности (302) (89) (830) (1 068) (1 427) (1 021) (958) (852) (775) (852) (911)

(Уменьшение) увеличение денежных средств и их эквивалентов (417) 240 234 126 17 (6) (8) (23) (19) 57 52

Денежные средства и их эквиваленты в начале отчетного периода 670 269 554 779 872 861 837 814 777 747 792

Денежные средства и их эквиваленты на конец отчетного периода 253 509 788 905 889 855 829 790 758 804 845

Отчет о движении денежных средств Татнефти на 2006-2016 гг., млн долл.




Финансовый анализ компании

Показатели создания стоимости2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)

Рост инвестированного капитала (IC), % 20,5 26,0 24,0 8,7 1,7 1,0 1,3 0,7 0,3 1,5 0,9Инвестированный капитал (IC), млн долл. 7 952 10 023 12 427 13 510 13 747 13 889 14 074 14 166 14 213 14 424 14 557Акционерный капитал, млн долл. 8 657 10 511 13 192 15 382 17 307 19 094 20 888 22 457 23 871 25 489 27 229

Анализ эффективности бизнеса2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)

ROIC, % 15,7 19,8 24,2 25,7 25,1 22,6 20,7 17,8 15,8 17,2 18,1ROE, % 13,0 16,5 19,3 21,8 20,7 17,5 15,1 12,5 10,7 11,0 11,1ROA, % 9,6 12,0 14,3 16,7 16,6 14,4 12,7 10,7 9,3 9,6 9,7Норма EBITDA, % 15,7 18,8 17,8 20,0 21,4 20,6 19,9 18,5 17,6 17,8 17,8Норма EBIT, % 12,3 15,9 15,7 17,9 19,2 18,2 17,2 15,7 14,5 14,8 14,9Норма чистой прибыли, % 9,4 12,1 11,5 13,2 14,4 14,0 13,6 12,8 12,2 12,6 12,9

Анализ финансового состояния2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)

Финансовый рычаг 0,02 0,05 0,04 0,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00показатели ликвидностикоэф. покрытия 1,78 2,05 2,31 2,47 2,51 2,53 2,55 2,55 2,55 2,57 2,59коэф. текущей ликвидности 3,11 3,29 3,53 4,17 4,95 5,99 7,05 8,15 9,23 9,84 10,54коэф. абсолют. ликвидности 0,21 0,34 0,43 0,47 0,48 0,48 0,48 0,48 0,48 0,49 0,50

показатели деловой активностипериод погашения дебиторской задоженности, дней 30 45 40 40 40 40 40 40 40 40 40оборачиваемость запасов, дней 13 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11использование собcтвенного оборотного капитала 4,60 4,04 4,62 4,04 3,30 2,63 2,18 1,84 1,60 1,51 1,42


Динамика стоимости

5 000

10 00015 00020 00025 00030 00035 00040 00045 000

2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)

млн долл.

10

20

30

%

Инвест ированный капит ал (IC ), млн долл. Акционерный капит ал, млн долл. Рост инвест ированного капит ала (IC ), %

Динамика показателей рентабельности, %

0

10

20

30

2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. (П ) 2009 г. (П ) 2010 г. (П ) 2011 г. (П ) 2012 г. (П ) 2013 г. (П ) 2014 г. (П ) 2015 г. (П ) 2016 г. (П )

%

ROIC, % ROE, % ROA, % Норма чистой прибыли, % Норма EBITDA, %



Оценка справедливой стоимости

2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)Стоимость акционерного капитала (k s ) 13,00 12,97 12,97 12,97 12,97 12,97 12,97 12,97 12,97 12,97 12,97Безрисковая ставка, % 4,73 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15Доходность 10 year US Treasures, % 4,73 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15Спред дефолта России, % 1,11 1,65 1,65 1,65 1,65 1,65 1,65 1,65 1,65 1,65 1,65

Риск за инвестирование в акции компании, % 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7Коэффициент β 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024 1,024

Доля акционеров в структуре капитала, % 98,30 95,21 96,30 97,23 99,61 99,74 99,82 99,87 99,91 99,94 99,96Стоимость заемного капитала (k d ), % 7,50 7,50 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00Безрисковая ставка, % 4,73 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15 4,15Премия за инвестирование в долг компании, % 2,77 3,35 3,85 3,85 3,85 3,85 3,85 3,85 3,85 3,85 3,85Эффективная ставка налога на прибыль, % 28,40 29,16 28,50 28,00 27,50 27,00 26,50 26,00 25,50 25,00 24,50

Доля долга в структуре капитала, % 1,70 4,79 3,70 2,77 0,39 0,26 0,18 0,13 0,09 0,06 0,04WACC 12,87 12,60 12,70 12,77 12,94 12,95 12,96 12,96 12,96 12,96 12,97


Расчет средневзвешенной стоимости капитала (WACC), %

2006 г. 2007 г. 2008 г. (П) 2009 г. (П) 2010 г. (П) 2011 г. (П) 2012 г. (П) 2013 г. (П) 2014 г. (П) 2015 г. (П) 2016 г. (П)EBIT 1 444 2 220 3 397 4 441 4 682 4 262 3 915 3 389 3 009 3 268 3 458Налог на EBIT (по эффективной ставке налога на прибыль) (410) (647) (968) (1 243) (1 288) (1 151) (1 037) (881) (767) (817) (847)

NOPAT 1 034 1 573 2 429 3 198 3 395 3 111 2 877 2 508 2 242 2 451 2 611Амортизация 393 406 448 506 542 571 597 618 634 647 653Валовый операционный денежный поток 1 427 1 979 2 877 3 703 3 937 3 682 3 474 3 126 2 876 3 098 3 264Капвложения (CapEx) (626) (1 317) (1 503) (1 517) (1 418) (1 332) (1 265) (1 204) (1 136) (1 064) (1 012)Изменения оборотного капитала (426) (404) (708) (433) (44) 9 16 62 54 (192) (177)FCF 376 258 665 1 753 2 474 2 358 2 224 1 983 1 794 1 842 2 075

Прогноз денежного потока Татнефти на 2006-2016 гг., млн долл.


Темпы роста в бесконечности, % 2,00%Ставка дисконтирования, % 12,97%Сумма дисконтированного денежного потока, млн. долл. 11 507Продленная стоимость, млн долл. 22 611Дисконтированная продленная стоимость, млн долл. 7 548Стоимость компании, млн долл. 19 055Стоимость долга, млн долл. (527)Стоимость акционерного капитала, млн долл. 19 582Количество акций обыкновенных, шт. 2 178 690 700Количество акций привилегированных, шт. 147 508 500Фундаментальная стоимость 1 АО, долл. 8,69Потенциал роста (падения), % 52,41%Фундаментальная стоимость 1 АП, долл. 4,45Потенциал роста (падения), % 46,33%

Оценка фундаментальной стоимости акций Татнефти


12,0% 12,5% 13,0% 13,5% 14,0%1,5% 9,12 8,81 8,53 8,27 8,052,0% 9,33 8,99 8,69 8,42 8,172,5% 9,56 9,19 8,86 8,57 8,313,0% 9,82 9,41 9,06 8,74 8,463,5% 10,11 9,66 9,27 8,93 8,634,0% 10,43 9,94 9,51 9,14 8,814,5% 10,80 10,25 9,78 9,37 9,01

5,0% 10,644 10,093 9,619 9,206 8,845

5,5% 11,099 10,475 9,943 9,483 9,0846,0% 11,631 10,917 10,313 9,797 9,352 Источник: Оценка: Велес Капитал

Анализ чувствительности средневзвешенной справедливой цены акции

WACC, %

Темп

роста в

постпрогнозный

период

, %

10,80 10,25 9,78 9,37 9,012,595

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

долл

. на а

кцию

12,0% 12,5% 13,0% 13,5% 14,0%1,5%

4,5%

WACC, %

Gagr, %

8,69



Сравнительная оценка компаний сектора

P/SP/E

EV/EBITDAP/BV ROE, % ROA, % ROIC, % WACC, % ROIC/WACC

Газпром Россия GAZP RU 247 388 2,45 8,91 8,37 1,50 15,30 9,70 13,20 9,19 1,44 ЛУКОЙЛ Россия LKOH RU 67 620 0,88 5,78 4,14 1,52 25,67 17,63 22,46 10,97 2,05 Газпром нефть Россия SIBN RU 28 922 1,50 7,75 3,54 2,81 40,69 26,98 33,44 10,03 3,33 Сургутнефтегаз Россия SNGS RU 59 173 1,36 8,96 - 0,85 9,83 9,15 9,71 11,83 0,82 Татнефть Россия TATN RU 12 854 0,92 7,60 4,70 1,18 16,52 11,98 19,78 12,97 1,53 ТНК-ВР Россия TNBP RU 28 683 1,01 5,44 4,64 2,26 46,50 19,99 29,90 10,70 2,79 Транснефть Россия TRNFP RU 6 904 0,56 2,06 2,60 0,29 15,16 9,12 12,37 12,90 0,96 Роснефть Россия ROSN RU 96 973 1,54 12,10 6,99 2,83 51,13 21,16 29,45 9,26 3,18 НОВАТЭК Россия NVTK RU 24 746 9,52 22,54 20,46 6,68 25,04 19,90 23,62 10,67 2,21 Средневзвешенное по России 2,13 9,33 7,49 1,97 25,31 14,39 19,12 10,00 1,93

PetroChina Китай 857 HK 372 139 1,92 11,02 9,72 2,23 22,06 15,07 20,44 17,39 1,18 Petroleo Brasileiro SA Бразилия PETR4 BZ 209 663 1,66 12,22 7,76 2,46 20,35 9,74 16,07 11,88 1,35 Sasol ЮАР SOL SJ 34 500 2,08 14,27 - 4,11 29,82 15,33 23,82 15,29 1,56 Sinopec Китай 338 HK 5 274 0,29 9,60 16,79 0,76 8,25 5,71 7,45 17,58 0,42 Средневзвешенное по развивающимся рынкам 1,83 11,59 9,08 2,40 21,80 13,21 19,04 15,42 1,25

Murphy Oil США MUR US 14 488 0,57 10,64 4,70 2,38 16,69 8,51 13,46 8,62 1,56 Norsk Hydro Норвегия NHY NO 13 493 0,64 8,20 - 1,43 24,17 11,16 21,40 13,39 1,60 Occidental Petroleum США OXY US 62 400 2,68 9,44 4,44 2,48 25,67 15,66 24,14 9,57 2,52 Petro-Canada Канада PCA CN 21 648 0,89 7,33 2,66 1,52 24,50 11,76 19,69 11,02 1,79 Repsol YPF Испания REP SM 38 375 0,45 7,11 3,36 1,32 17,74 6,90 11,95 10,38 1,15 Средневзвешенное по развитым рынкам 1,47 8,55 3,88 1,94 22,48 11,77 19,11 10,24 1,89

BP Великобритания BP/ LN 191 652 0,57 7,50 4,53 1,82 23,39 9,19 18,64 10,29 1,81 Chevron Texaco США CVX 171 405 0,70 8,41 4,27 2,08 25,60 13,28 23,11 9,53 2,42 ConocoPhilips США COP 122 770 0,63 7,28 4,91 1,37 13,86 6,94 11,33 9,67 1,17 ExxonMobil США XOM US 402 224 0,98 9,53 4,78 3,22 34,47 17,61 32,47 9,80 3,31 Royal Dutch Голандия RDSA LN 212 414 0,48 5,89 3,51 1,51 27,28 12,41 23,75 10,41 2,28 Total SA Франция FP FP 174 547 0,70 7,14 3,64 2,22 30,95 12,05 22,81 9,69 2,35 Средневзвешенное по глобальным 0,73 7,92 4,32 2,26 27,95 13,11 24,32 9,91 2,46

Компания Страна Тикер Рыночные мультипликаторы Текущая

капитализация, млн долл.

Финансовые мультипликаторы

Соотношение рентабельности и оцененности активов Татнефти с другими компаниями Россия

Среднее

Газпром

ЛУКОЙЛ

Газпром нефть

Сургутнеф тегаз

Татнефть

Роснефть

1,0

2,0

3,0

4,0

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

P/BV

ROIC/WACC

Развивающиеся страны

Sinopec

PetroChinaСреднее

Petroleo Brasileiro SA Sasol

Татнефть

0,5

1,0

1,5

2,0

1,0 2,0 3,0 4,0 5,0

P/BV

ROIC/WACC

Развитые страны

Среднее

Murphy Oil

Norsk Hy dro

Occidental Petroleum

Petro-Canada

Repsol YPFТатнефть

0,51,01,52,02,53,0

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

P/BV

ROIC/WACC

Глобальные компании

BP

СреднееChev ron Tex aco

ConocoPhilips

Ex x onMobil

Roy al Dutch Total SAТатнефть

0,51,01,52,02,53,03,5

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5P/BV

ROIC/WACC

Источник: Bloomberg, Оценка: Велес Капитал



Сырьевые рынки

Текущие цены на нефть

день неделя месяц c 1 янв. год мин. макс.Light, долл./барр. ▲ 117,77 0,97 0,83 -4,82 -13,85 22,81 65,24 86,75 147,59Brent, долл./барр. ▲ 116,94 1,11 0,96 -5,11 -13,88 24,55 65,64 85,05 147,21Urals, долл./барр. ▲ 114,34 0,61 0,54 -4,99 -13,35 25,26 66,75 82,80 142,94WTI, долл./барр. ▲ 120,02 1,44 1,21 -3,27 -11,78 25,02 66,35 86,47 146,30Brent-Urals ▲ 2,60 0,50 23,81 -10,03 -32,11 -0,38 28,08 1,66 9,94

С начала года, долл.Закрытие, долл.

Изменение день, долл.

Изменение, %

Графики цен на нефть

Siberian Light

50

70

90

110

130

150

170

08.08.2007 06.11.2007 04.02.2008 04.05.2008 02.08.2008

Brent

50

70

90

110

130

150

170

08.08.2007 06.11.2007 04.02.2008 04.05.2008 02.08.2008

Urals

45

65

85

105

125

145

165

08.08.2007 06.11.2007 04.02.2008 04.05.2008 02.08.2008

W TI

50

70

90

110

130

150

170

08.08.2007 06.11.2007 04.02.2008 04.05.2008 02.08.2008



Краткий справочник инвестора

Сравнительный подход

Затратный подход

Метод DCF Метод экономической прибыли

Мультипликативный анализ

Метод чистых активов

Дисконтирование ден. потоков фирмы (FCFF)

Дисконтирование эк. прибыли фирмы (EVA)

Дисконтирование ден. потоков для акционеров

(FCFE)

Дисконтирование эк. прибыли для акционеров

(Edwards-Bell-Ohlson метод)

*

**

Примечание:

DCF Методы отличаются от методов эк.прибыли способом учета инвестиций. Методы концепции оценки единого объекта отличаются от методов прямого расчета стоимости акционерного капитала - способом учета стоимости и обслуживания долговых обязательств.

Методы, применяемые для оценки акций

Стоимость долга расчитывается отдельно и затем вычитается из общей стоимости бизнеса (target EV), сформированной исходя из ден. потоков / эк. прибылей фирмы.

Долг учитывается в расчете интегрированно - через ежегодные погашения. Соответственно справедливая стоимость акц. капитала (target SV) формируется прямым образом - исходя из ден. потоков / эк. прибылей для акционеров.

Концепция оценки единого объекта (EV) *

Доходный подход

Прямой расчет стоимости акционерного капитала (SV) **

расчет стоимости бизнеса ( EV ) в рамках оценки стоимости единого объекта расчет стоимости акционерного капитала ( SV )

Обозначения:EVSVTVCagrBV, EEBITEBITDAEBTEATEPSNOPAT

FCFF

FCFE

EVA

SVA

WACCk s

DCashNAICROIC

ROEROA

- рентабельноность инвестированного капитала (Return on Invested Capital)

- операционная прибыль до уплаты процентов по кредиту, налога на прибыль и амортизации- доналоговая прибыль (Earnings Before Tax)- чистая прибыль (Earnings After Tax)- чистая прибыль на одну акцию (Earnings Per Share)

Валовый акционерный ден. поток = EAT операционной деятельности (вкл. процентные платежи) -ежегодное погашение долга + привлечение заемных средств + амортизация

- инвестированный капитал в операционную деятельность на начало периода (Invested Capital)

- средневзвешенная стоимость капитала (Weighted Average Cost of Capital)- требуемая доходность акционеров

- стоимость акционерного капитала (Shareholders Value)

- чистая операционная прибыль, очищенная от эффектов долгового финансирования

- рентабельность акционерного капитала (Return on Equity)- рентабельность активов (Return on Assets)

- операционная прибыль от продаж, прибыль до уплаты процентов по кредиту и налога на прибыль

NOPAT = EBIT * (1- эффективная ставка налога на прибыль)

ROIC = NOPAT / IC

- справедливая (рыночная) стоимость чистого долга- денежные средства, а также рыночные ценные бумаги на балансе- неоперационные активы

EVA = спрэд экономической прибыли * IC = (ROIC - WACC) * IC

SVA = спрэд * E = (ROE - k s ) * E

FCFF = валовый ден. поток - валовые инвестиции

FCFE= валовый акционерный ден. поток - валовые инвестиции

Метод EBO

- стоимость бизнеса / акц.капитала в постпрогнозном периоде (Terminal Value)

- экономическая прибыль для акционеров (Shareholders Value Added)

- экономическая добавленная стоимость, экономическая прибыль фирмы (Economic Value Added)

- свободный ден.поток для акционеров (Free Cash Flow to Equity)

- свободный ден.поток фирмы (Free Cash Flow to Firm)

Валовый ден. поток = NOPAT + амортизация

- темпы развития в постпрогнозном периоде

- стоимость бизнеса (Enterprise Value)

- акционерный капитал на начало периода (Balance Value, Equity)

Расчет стоимости в рамках доходного подхода:

Метод DCF (FCFF)

Метод DCF (FCFE)

Метод экономической прибыли (EVA)

NA+Cash+)sik+1(TV

+)sik+1(FCFE

=SV n

n

1=ii

i∑

NA+)WACC+1(TV

+)WACC+1(FCFF

=EV ni

n

1=ii

i

i∑

NA+)WACC+1(

TV+

)WACC+1(EVA

+IC=EV ni

n

1=ii

i

i1 ∑

NA+ Cash+)sik+1(

TV+

)sik+1(SVA

+BV=SV n

n

1=ii

i1 ∑

DEV=SV -

DEV=SV -



Раскрытие информации

Заявление аналитика и подтверждение о снятии ответственности Настоящий отчет подготовлен аналитиком (ами) ИК «Велес Капитал». Приведенные в данном отчете оценки отражают личное мнение аналитика (ов). Вознаграждение аналитиков не зависит, никогда не зависело и не будет зависеть от конкретных рекомендаций или оценок, указанным в данном отчете. Вознаграждение аналитиков зависит от общей эффективности бизнеса ИК «Велес Капитал», определяющейся инвестиционной выгодой клиентов компании, а также доходами от иных видов деятельности ИК «Велес Капитал».

Данный отчет, подготовленный Аналитическим управлением ИК «Велес Капитал», основан на общедоступной информации. Настоящий обзор был подготовлен независимо от других подразделений ИК «Велес Капитал», и любые рекомендации и суждения, представленные в данном отчете, отражают исключительно точку зрения аналитика (ов), участвовавших в написании данного обзора. В связи с этим, ИК «Велес Капитал» считает необходимым заявить, что аналитики и Компания не несут ответственности за содержание данного отчета. Аналитики ИК «Велес Капитал» не берут на себя ответственность регулярно обновлять данные, находящиеся в данном отчете, а также сообщать обо всех изменениях, вносимых в данный обзор.

Данный аналитический материал ИК «Велес Капитал» может быть использован только в информационных целях. Компания не дает гарантий относительно полноты и точности приведенной в этом отчете информации и ее достоверности, а также не несет ответственности за прямые или косвенные убытки от использования данных материалов. Данный документ не может служить основанием для покупки или продажи тех или иных ценных бумаг, а также рассматриваться как оферта со стороны ИК «Велес Капитал». ИК «Велес Капитал» и (или) ее дочерние предприятия, а также сотрудники, директора и аналитики ИК «Велес Капитал» имеют право покупать и продавать любые ценные бумаги, упоминаемые в данном обзоре.

ИК «Велес Капитал» и (или) ее дочерние предприятия могут выступать в качестве маркет-мейкера или нести обязательства по андеррайтингу ценных бумаг компаний, упоминаемых в настоящем обзоре, могут продавать или покупать их для клиентов, а также совершать иные действия, не противоречащие российскому законодательству. ИК «Велес Капитал» и (или) ее дочерние предприятия также могут быть заинтересованы в возможности предоставления компаниям, упомянутым в данном обзоре, инвестиционно-банковских или иных услуг.

Все права на данный бюллетень принадлежат ИК «Велес Капитал». Воспроизведение и/или распространение аналитических материалов ИК «Велес Капитал» не может осуществляться без письменного разрешения Компании. © Велес Капитал 2008 г.

Принцип определения рекомендаций Инвестиционные рекомендации выносятся исходя из оценки доходностей акций компаний. Основу при расчете ожидаемой стоимости компании составляет оценка по методу дисконтированных денежных потоков (DCF). В некоторых оценках применяется оценка по методу сравнительных коэффициентов, а также смешанная оценка (методу DCF и по методу сравнительных коэффициентов). Все рекомендации выставляются исходя из определенной нами справедливой стоимости акций в последующие 12 месяцев.

В настоящее время инвестиционная шкала ИК «Велес Капитал» представлена следующим образом:

ПОКУПАТЬ – соответствует потенциалу роста акций в последующие 12 месяцев на 15% и более.

АККУМУЛИРОВАТЬ – соответствует потенциалу роста акций в последующие 12 месяцев на 5-15%.

ДЕРЖАТЬ – соответствует потенциалу роста (снижения) акций в последующие 12 месяцев от -5% до 5%.

СОКРАЩАТЬ – соответствует потенциалу снижения акций в последующие 12 месяцев от 5% до 15%.

ПРОДАВАТЬ – соответствует потенциалу снижения акций в последующие 12 месяцев на 15% и более.

В некоторых случаях возможны отклонения от указанных выше диапазонов оценки, исходя из которых устанавливаются рекомендации, что связано с высокой волатильностью некоторых бумаг в частности и рынка в целом, а также с индивидуальными характеристиками того или иного эмитента.

Для получения дополнительной информации и разъяснений просьба обращаться в Аналитическое управление ИК «Велес Капитал».



А н а л ити ч е с к о е у п р а в л е н и е r e s e a r c h @ v e l e s - c a p i t a l . r u

М и х а и л З а к Н а ч а л ь н и к У п р а в л е н и я С т р а т е г и я M Z a k @ v e l e s - c a p i t a l . r u

И в а н М а н а е н к о Н а ч а л ь н и к о т д е л а а н а л и з а д о л г о в о г о р ы н к а I M a n a e n k o @ v e l e s - c a p i t a l . r u

И л ь я Ф е д о т о в Т е л е к о м м у н и к а ц и и I F e d o t o v @ v e l e s - c a p i t a l . r u

С т а н и с л а в Ф о м е н к о М е т а л л у р г и я S F o m e n k o @ v e l e s - c a p i t a l . r u

М а р и н а И р к л и М а ш и н о с т р о е н и е и т р а н с п о р т M I r k l y @ v e l e s - c a p i t a l . r u

О л е г З о т и к о в Э н е р г е т и к а O Z o t i k o v @ v e l e s - c a p i t a l . r u

Д м и т р и й Л ю т я г и н Н е ф т ь и г а з D L y u t y a g i n @ v e l e s - c a p i t a l . r u

О л е г С а л ь м а н о в Д о л г о в о й р ы н о к O S a l m a n o v @ v e l e s - c a p i t a l . r u

Ш о н Г и з а т у л и н Р е д а к т о р / П е р е в о д ч и к S G i z a t u l i n @ v e l e s - c a p i t a l . r u

У п р а в л е н и е фо н д о вы х о п е р а ц и й s a l e s @ v e l e s - c a p i t a l . r u

Ю р и й П а в л о в Д и р е к т о р ( V I P к л и е н т ы ) Y P a v l o v @ v e l e s - c a p i t a l . r u

С е р г е й В е т о ш к и н К о р п о р а т и в н ы е к л и е н т ы S V e t o s h k i n @ v e l e s - c a p i t a l . r u

А л е к с а н д р Т а р а н Т р е й д и н г ( У к р а и н а ) A T a r a n @ v e l e s - c a p i t a l . c o m . u a

У п р а в л е н и е ст р ат е г и ч е с к и х и н в е ст и ц и й

А н д р е й Л и Н а ч а л ь н и к У п р а в л е н и я A L e e @ v e l e s - c a p i t a l . r u

У п р а в л е н и е д о в е р ит е л ь ны х о п е р а ц и й a m @ v e l e s - c a p i t a l . r u

Б е й ш е н И с а е в Н а ч а л ь н и к У п р а в л е н и я B I s a e v @ v e l e s - c a p i t a l . r u

В а д и м Л а б е д Р а б о т а с и н в е с т о р а м и V L a b e d @ v e l e s - c a p i t a l . r u

С т а н и с л а в Б р о д с к и й И н в е с т и ц и о н н ы е п р о д у к т ы S B r o d s k y @ v e l e s - c a p i t a l . r u

Россия, Москва, 123610, Краснопресненская наб., д. 12, 7 подъезд, 18 этаж Телефон: 7 (495) 258 1988 Факс: 7 (495) 258 1989 www.veles-capital.ru

Украина, Киев, 04070, ул. Набережно-Крещатицкая, д. 37/55 Телефон: 38 (044) 459 0250 Факс: 38 (044) 459 0251

Documents

8 2008 : 7 (495) 258 1989 Татнефтьdata.investfunds.ru/stocks_comments/5458/veles... · Доля (745) (27,5)меньшинства 44,4 53,4 (1 076) (42,1) Чистая прибыль