Автор: Брокерский дом «Юнити Траст»03 июля 2008 г.Мы выставляем рекомендации и расчётные цены по бумагам трёх компаний нефтяного сектора: Лукойла, Роснефти и Газпром нефти, по которым прогнозируем достаточно большой потенциал роста на период в 12 месяцев. В то же время, в настоящий момент мы не рекомендуем открывать длинные позиции, полагая, что общая рыночная конъюнктура на сегодняшний день неблагоприятна и может сохраниться таковой на ближайшие несколько недель, по истечении которых, произошедшее локальное снижение станет хорошим поводом к увеличению позиций в бумагах нефтяных компаний. Также мы не исключаем локальной фиксации по факту в августе, когда определится первый круг мер налогового стимулирования нефтяного сектора. Существенным сдерживающим фактором нам представляется состояние экономики США — прежде всего в плане волатильности рынков акций (не исключая и российский), а также в прогнозировании динамики нефтяных цен. В долгосрочной же перспективе бумаги российского нефтяного сектора сохраняют высокую фундаментальную привлекательность. На наш взгляд, высокие цены на нефть в ближайшие 2 года, налоговые новации и начало добычи нефти на новых месторождениях позволяют прогнозировать достаточно значительный потенциал роста по бумагам Роснефти, Лукойла и Газпром нефти в рамках своих финансовых моделей. При этом мы не учитываем возможные сделки M&A, которые могут оказать дополнительную поддержку бумагам. Мы полагаем справедливыми следующие расчётные цены на ближайшие 12 месяцев по бумагам компаний: Лукойл — 137,4 дол. за акцию, потенциал роста 41,5%, рекомендация покупать; Роснефть — 17,05 дол. за бумагу, потенциал роста 51,8%, рекомендация покупать; Газпром нефть — 12,48 дол. за акцию, потенциал роста 46,8%, рекомендация покупать.
| COMPANY NAME | TICKER | LAST PRICE | CURRENT MCAP BN USD | P/S 08 | EV/EBITDA 08 | FAIR MCAP BN USD | TARGET PRICE | UPSIDE FROM OFFER % | RATING |
| LUKOIL | LKOH RU | 97 | 82 | 0,82 | 5,64 | 117 | 137,4 | 41,5% | Buy |
| ROSNEFT | ROSN RU | 11,2 | 110 | 1,79 | 7,6 | 166 | 17,05 | 51,8% | Buy |
| GAZPROM NEFT | SIBN RU | 8,5 | 38 | 1,61 | 5,9 | 59 | 12,48 | 46,8% | Buy |
Доминирующим фактором долгосрочной инвестиционной привлекательности российских нефтяных бумаг становится сочетание высоких цен на нефть и изменение отношения государства к сектору. Высокая стоимость нефти, на наш взгляд, является следствием не только слабого доллара и инфляции в развитых экономиках, но и текущего соотношения спроса и предложения в нефтяном секторе, сокращения запасов и удорожания добычи. В 2007г. потребление нефти выросло на 1,1% до 85,2 млн. бар. в день, в то время как добыча снизилась на 0,2% до 81,5 млн. бар. в день. В развитых странах, из-за высоких цен, спрос сокращается, тогда как потребление в странах третьего мира растёт опережающими темпами. И если в Китае, Индонезии и Тайланде из-за сокращения государственного субсидирования нефтяных цен можно ожидать некоторого замедления спроса в 2008-2009гг., то эту экономию перекроет растущее потребление в Индии и на Ближнем Востоке. Свою немаловажную роль играют и различия в структуре доходов-расходов населения: 10%-ный рост доходов населения увеличивает спрос на нефть в странах третьего мира на 70%, в то время как в США лишь на 20%.
Однако сложность заключается не только в росте спроса, но и в невозможности быстро увеличить предложение. Данная ситуация стала результатом недостаточных инвестиций в последние 10-15 лет, когда прирост запасов происходил в основном за счёт слияний и поглощений, что было гораздо дешевле вложений в новые проекты. В итоге, мировые производители нефти не в состоянии в полной мере использовать свои резервы и быстро увеличить добычу. К тому же добыча нефти в Мексиканском заливе, на шельфах Африки, Бразилии и Арктики становится дороже и не может компенсировать её медленный рост на Ближнем Востоке. За последние несколько лет себестоимость добычи во всех регионах — идёт ли речь о странах Персидского залива, Мексиканского залива или Северного моря — существенно выросла. Среди основных нефтедобывающих стран значимые запасы остались только у Саудовской Аравии. Но даже там для освоения предпоследнего крупнейшего месторождения Хураис, Саудовская Аравия израсходовала 15 млрд. долларов на сложную систему трубопроводов, оборудования для обработки пластов, глубокие горизонтальные скважины и системы нагнетания воды. После Хураиса у Саудовской Аравии остаётся только одно неосвоенное гигантское месторождение, ещё более сложнодоступное и дорогостоящее для разработки — Манифа на шельфе Персидского залива.
Кроме баланса спроса и предложения и удорожания добычи, важным фактором остаётся экономическая политика США, где проблемы экономики решаются за счёт слабого доллара, и в 2008-2009гг. эта тенденция, скорее всего, будет продолжена. Вполне вероятно, что ставки в США останутся на текущем уровне или незначительно выше текущего уровня. Кроме того, сохранится превышение ставок в еврозоне над ставками в США, и, как следствие, слабый доллар, который подразумевает высокие цены на нефть и другие commodities в 2008-2009гг. В то же время, со второй половины 2009г. можно ожидать повышения ставок и укрепления доллара, а также, возвращения цен на нефть к уровням 2004-06гг. Поэтому, в наших расчётах мы исходим из того, что средневзвешенная цена в 2008г. составит 104 дол., а в 2009г. — 108 дол., а в качестве долгосрочных цен мы рассматриваем цену в 70 дол. В то же время, если в качестве долгосрочных цен мы примем более высокое значение, это приведёт к существенному росту Terminal Value в расчётных капитализациях рассматриваемых нами компаний. Ниже мы приводим котировки акций, возможные при более высоких прогнозах долгосрочных цен (при этом мы учитываем, что более высокие цены на нефть означают, возможно, большее укрепление рубля и, соответственно, опережающий рост издержек).
СКОЛЬКО МОГУТ СТОИТЬ АКЦИИ РОССИЙСКИХ НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ ПРИ ДОЛГОСРОЧНОЙ ЦЕНЕ НА НЕФТЬ В 70 ДОЛ. И ВЫШЕ
| ЦЕНА НА НЕФТЬ | 70 долл. | 80 долл. | 90 долл. | 100 долл. | 110 долл. | 120 долл. | 130 долл. |
| SIBN RU | 10,6 | 11,28 | 12,27 | 13,24 | 13,97 | 14,55 | 14,96 |
| LKOH RU | 138 | 144,21 | 155,53 | 166,19 | 175,42 | 182,66 | 187,87 |
| ROSN RU | 16,2 | 16,62 | 17,59 | 18,45 | 19,08 | 19,66 | 20,22 |
Другим важным фактором долгосрочной инвестиционной привлекательности мы полагаем изменение отношения к нефтяному сектору со стороны государства, которое проявляет себя, прежде всего, в налоговых новациях. Можно предположить, что за этим стоят долгосрочные соглашения о поставках энергоносителей в Европу, США и АТР, означающие необходимость освоения ресурсов Восточной Сибири и шельфа.
Мы постарались, насколько это было возможно, учесть в наших расчётах предполагаемые меры в виде снижения НДПИ: в совокупности, повышение цены отсечения, до которой нефть не облагается НДПИ, с 9 дол. до 15 дол. даёт 104 млрд. руб. в 2009г. и 112 млрд. в 2010г. (при общих сборах от НДПИ в 2007г. примерно в 1 трлн. руб.), что может привести к повышению расчётных цен на 7-8%. Эти изменения начнут действовать с 2009г. Также мы учли налоговые каникулы для Приобского месторождения Газпром нефти, Ванкорского и Верхнечонского Роснефти и Тимано-Печоры Лукойла. Согласно поправкам к Налоговому кодексу, нефтяные компании смогут не платить НДПИ при добыче на новых месторождениях континентального шельфа и за полярным кругом (пока её объём не превысит 35 млн. т. или не пройдёт 10 или 15 лет, в зависимости от условий лицензии). Для Каспийского и Азовского морей это, соответственно, 10 млн. т. нефти и 7 или 12 лет, а для Тимано-Печоры и Ямала — 15 млн. т. и 7 или 12 лет. В совокупности с НДПИ, эти меры могут привести к росту стоимости компаний на 14-16%.
Мы также не исключаем, что дополнительные меры, не учтённые в нашей модели, но уже объявленные правительством — в частности, ускоренная амортизация выработанных скважин и снижение экспортных пошлин на нефтепродукты — смогут привести к увеличению денежного потока нефтяных компаний и повысить их стоимость примерно на 12%. Предполагается, что лицензии будут амортизироваться в течение двух лет, а не на протяжении всего срока действия. Также будут применяться понижающие коэффициенты к НДПИ на выработанных месторождениях. Кроме того, поправки устанавливают, что НДПИ должно взиматься с нефти не брутто, а нетто, то есть очищенной от воды и примесей.
Кроме вышеназванных мер, мы ожидаем дополнительных налоговых стимулов для увеличения объёмов добычи нефти в России, о которых неоднократно говорили высокопоставленные государственные чиновники. По всей вероятности, можно ожидать повторного снижения НДПИ, а также изменений в системе его расчёта, которая не ограничится одним лишь понижением ставки, а изменит зависимость формулы расчёта НДПИ от цены на нефть. Такая система даст нефтяным компаниям возможность сэкономить дополнительно ещё не менее 150 млрд. руб. в год, что означает повышение расчётной стоимости ещё примерно на 9-11%. Возможной, хотя и менее вероятной мерой мы полагаем снижение экспортных пошлин на сырую нефть. В итоге, из всех планов, продекларированных правительством, нереализованным (а вернее отложенным до 2011г.) останется только снижение ставки акциза на высококачественное автомобильное топливо.
Таким образом, высокие цены на нефть в ближайшие 2 года, налоговые новации и начало добычи нефти на новых месторождениях позволяют нам прогнозировать достаточно высокий потенциал роста по бумагам Роснефти, Лукойла и Газпром нефти в рамках их финансовых моделей. При этом мы не учитываем возможные сделки M&A, которые оказали бы позитивное влияние на динамику бумаг в случае их реализации. Мы полагаем справедливыми следующие расчётные цены на ближайшие 12 месяцев по бумагам компаний: Лукойл — 137,4 дол. за бумагу, потенциал роста 41,5%, рекомендация покупать; Роснефть — 17,05 дол. за бумагу, потенциал роста 51,8%, рекомендация покупать; Газпром нефть — 12,48 дол. за бумагу, потенциал роста 46,8%, рекомендация покупать.
По нашим ожиданиям, несмотря на вероятную тенденцию к постепенному сокращению цен на нефть, выручка и EBITDA компаний будут поддержаны постепенным увеличением объёмов добычи и (в меньшей степени) переработки. Также важно отметить следующие положительные факторы для рассматриваемых нами компаний: Для Лукойла — это начало промышленной добычи нефти в Тимано-Печоре, хорошие перспективы на каспийском шельфе, увеличение объёмов добычи газа за пределами России и агрессивная экспансия в сегмент downstream в Европе. Роснефть остаётся единственной компанией, демонстрирующей рост добычи, а введение в строй Ванкоры и Верхнечонского месторождения позволит компании стать одним из лидеров по темпам роста. Роснефть, наряду с Газпромом, станет основным игроком при разработке российского шельфа. Также компания планирует направить до 3 млрд. руб. на модернизацию и расширение своих перерабатывающих мощностей. Роснефти удаётся эффективно решать проблему сокращения долговой нагрузки. Принимая во внимание динамику операционных и финансовых показателей, задача выхода к 2010г. на соотношение Debt/EBITDA равное 1 выглядит вполне решаемой, даже при ухудшении конъюнктуры рынка нефти. Также к 2010г. Роснефть предполагает достичь уровня капитализации в 200 млрд. дол., а к 2020г. войти в число трёх крупнейших мировых нефтяных компаний. У Газпром нефти к 2020г. имеются не менее амбициозные планы — увеличить добычу нефти до 100 млн. т., прежде всего за счёт Приобского месторождения. При этом компания предполагает сохранить на нынешнем высоком уровне соотношение добычи и переработки. Здесь кроме приобретения сербской NIS с мощностями по переработке в 7 млн. т. в год, ожидаются ещё и дополнительные приобретения в Центральной и Восточной Европе. Кроме того, Газпром нефть считается основным претендентом на башкирские нефтеперерабатывающие активы. Собственная сбытовая сеть к 2020г. может вырасти до 5,5 тыс. АЗС, что приведёт к повышению уровня продаж через неё более чем до 11 млн. т. в год.
При построении расчётных моделей, мы основывались на уже опубликованных результатах Лукойла и Роснефти за 1 квартал 2008г. Публикацию результатов Газпром нефти за 1 квартал текущего года следует ожидать 16 июля. Однако сопоставление результатов компаний за 1 квартал по РСБУ и МСФО позволяет сделать достаточно корректные предположения относительно отчётности по МСФО для расчётов денежных потоков. Мы не сравнивали непосредственно результаты за 1 квартал 2008 и 2007гг., полагая, что сопоставление итогов 4 квартала 2007г. и 1 квартала 2008г. окажется более корректным. Для Роснефти мы принимаем во внимание то обстоятельство, что 9% акций компании являются по сути казначейскими и не принимают участия в расчёте справедливой стоимости бумаг компании.
РОСНЕФТЬ, СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЗА 1 КВ. 2008 Г. И 4 КВ. 2007 Г.
| ROSN RU | ЗА 3 МЕСЯЦА, ЗАКОНЧИВШИХСЯ 31 МАРТА 2008 Г. (MN. USD) | ЗА 3 МЕСЯЦА, ЗАКОНЧИВШИХСЯ 31 ДЕКАБРЯ 2007 Г. (MN. USD) | ИЗМЕНЕНИЕ, % |
| ВЫРУЧКА ОТ РЕАЛИЗАЦИИ | 16368 | 16469 | -0,61 |
| ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ И ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ | 1020 | 1265 | -19,37 |
| СТОИМОСТЬ ПРИОБРЕТЁННОЙ НЕФТИ | 769 | 407 | 88,94 |
| ТРАНСПОРТНЫЕ РАСХОДЫ | 1381 | 1130 | 22,21 |
| КОММЕРЧЕСКИЕ И АДМИНИСТРАТИВНЫЕ РАСХОДЫ | 358 | 498 | -28,11 |
| ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ | 74 | 80 | -7,50 |
| ИЗНОС И АМОРТИЗАЦИЯ | 954 | 862 | 10,67 |
| НАЛОГИ (КРОМЕ НАЛОГА НА ПРИБЫЛЬ) | 3590 | 3668 | -2,13 |
| АКЦИЗЫ И ЭКСПОРТНЫЕ ПОШЛИНЫ | 4478 | 4335 ч | 4335 3,30 |
| ЗАТРАТЫ, ВСЕГО | 12664 | 12308 | 2,89 |
| ОПЕРАЦИОННАЯ ПРИБЫЛЬ | 3704 | 4161 | -10,98 |
| EBITDA | 4658 | 5023 | -7,27 |
| EBITDA MARGIN | 0,28 | 0,30 | |
| ЧИСТАЯ ПРИБЫЛЬ | 2564 | 2952 | -13,14 |
| NET MARGIN | 0,16 | 0,18 |
ЛУКОЙЛ, СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЗА 1 КВ. 2008 Г. И 4 КВ. 2007 Г.
| LKOH RU | ЗА 3 МЕСЯЦА, ЗАКОНЧИВШИХСЯ 31 МАРТА 2008 Г. (MN. USD) | ЗА 3 МЕСЯЦА, ЗАКОНЧИВШИХСЯ 31 ДЕКАБРЯ 2007 Г. (MN. USD) | ИЗМЕНЕНИЕ, % |
| ВЫРУЧКА ОТ РЕАЛИЗАЦИИ | 25084 | 24891 | 0,78 |
| ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ И ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ | 1908 | 1703 | 12,04 |
| СТОИМОСТЬ ПРИОБРЕТЁННОЙ НЕФТИ | 8608 | 8478 | 1,53 |
| ТРАНСПОРТНЫЕ РАСХОДЫ | 1195 | 1206 | -0,91 |
| КОММЕРЧЕСКИЕ И АДМИНИСТРАТИВНЫЕ РАСХОДЫ | 796 | 948 | -16,03 |
| ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ | 34 | 131 | -74,05 |
| ИЗНОС И АМОРТИЗАЦИЯ | 624 | 497 | 25,55 |
| НАЛОГИ (КРОМЕ НАЛОГА НА ПРИБЫЛЬ) | 3129 | 2838 | 10,25 |
| АКЦИЗЫ И ЭКСПОРТНЫЕ ПОШЛИНЫ | 4585 | 4410 | 3,97 |
| ЗАТРАТЫ, ВСЕГО | 20088 | 19727 | 2,87 |
| ОПЕРАЦИОННАЯ ПРИБЫЛЬ | 4200 | 4590 | -8,50 |
| EBITDA | 4824 | 5087 | -5,17 |
| EBITDA MARGIN | 0,19 | 0,20 | |
| ЧИСТАЯ ПРИБЫЛЬ | 3163 | 3304 | -4,27 |
| NET MARGIN | 0,13 | 0,13 |
ЛУКОЙЛ/ LKOH RU
MODEL
| LKOH RU | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| REVENUE | 82238,00 | 100138,00 | 101139,38 | 99116,59 | 103081,26 | 102050,44 | 106132,46 | 105071,14 |
| СОSТ OF REVENUE & SG&A | 68820,00 | 78315,00 | 82393,94 | 80005,98 | 84107,34 | 85971,41 | 88667,34 | 88832,41 |
| COSTS INCLUDING D&A | 65613,00 | 75330,00 | 78991,04 | 76637,11 | 80468,96 | 82078,34 | 84540,69 | 84540,69 |
| DEPRECIATION&AMORTIZATION | 2172,00 | 2340,00 | 3034,18 | 2973,50 | 3092,44 | 3061,51 | 3183,97 | 3572,42 |
| GROSS PROFIT | 16625,00 | 24808,00 | 22148,34 | 22479,49 | 22612,30 | 19972,10 | 21591,77 | 20530,45 |
| GROSS MARGIN | 0,20 | 0,25 | 0,22 | 0,23 | 0,22 | 0,20 | 0,20 | 0,20 |
| SG&A | 3207,00 | 2985,00 | 3402,90 | 3368,87 | 3638,38 | 3893,07 | 4126,65 | 4291,72 |
| EBITDA | 15590,00 | 24163,00 | 21779,62 | 22084,11 | 22066,35 | 19140,55 | 20649,09 | 19811,15 |
| EBITDA MARGIN | 0,19 | 0,24 | 0,22 | 0,22 | 0,21 | 0,19 | 0,19 | 0,19 |
| EBIT | 13418,00 | 21823,00 | 18745,44 | 19110,62 | 18973,92 | 16079,04 | 17465,12 | 16238,73 |
| EBIT MARGIN | 0,16 | 0,22 | 0,19 | 0,19 | 0,18 | 0,16 | 0,16 | 0,15 |
| TAXES (LESS) | 3220,32 | 5237,52 | 4498,91 | 4586,55 | 4553,74 | 3858,97 | 4191,63 | 3897,30 |
| NOPAT | 10197,68 | 16585,48 | 14246,54 | 14524,07 | 14420,18 | 12220,07 | 13273,49 | 12341,43 |
| D&A (ADD) | 2172,00 | 2340,00 | 3034,18 | 2973,50 | 3092,44 | 3061,51 | 3183,97 | 3572,42 |
| CAPEX (LESS) | 9372,00 | 9045,00 | 9102,54 | 7929,33 | 7215,69 | 7143,53 | 6367,95 | 5253,56 |
| NET WORKING CAPITAL (LESS) | 724,00 | 881,59 | 890,40 | 892,05 | 824,65 | 714,35 | 636,79 | 525,36 |
| FREE CASH FLOW | 2273,68 | 8998,89 | 7287,77 | 8676,19 | 9472,28 | 7423,70 | 9452,72 | 10134,94 |
| DISCOUNTED CASH FLOW | 8225,68 | 6089,20 | 6626,39 | 6612,79 | 4737,33 | 5513,83 | 5403,81 |
DCF SUMMARY
| SUM OF DCF | 43209,03 |
| TERMINAL GROWTH RATE | 0,03 |
| FREE TERMINAL CASH FLOW | 10438,99 |
| TERMINAL VALUE | 163109,20 |
| PRESENT VALUE OF TERMINAL VALUE | 79495,01 |
| EVALUATION VALUE | 122704,04 |
| NET DEBT, 2007 (F) | 5859,00 |
| FAIR MCAP ON DCF | 116845,04 |
| ORDS MN | 850 |
| TARGET PRICE, USD | 137,37 |
| LAST PRICE, USD | 97,0 |
| POTENTIAL UPSIDE FROM OFFER | 41,62 |
РОСНЕФТЬ/ROSN RU
MODEL
| ROSN RU | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| REVENUE | 49216,00 | 61380,00 | 64449,00 | 63804,51 | 68908,87 | 68219,78 | 71630,77 | 72347,08 |
| СОSТ OF REVENUE & SG&A | 38495,00 | 47490,00 | 48201,73 | 46014,56 | 49250,66 | 48157,81 | 50118,64 | 50674,72 |
| COSTS INCLUDING D&A | 37154,00 | 46147,00 | 46818,44 | 44506,78 | 47622,25 | 46431,70 | 48288,96 | 48771,85 |
| DEPRECIATION&AMORTIZATION | 3286,00 | 3578,00 | 3866,94 | 3190,23 | 3445,44 | 2728,79 | 2865,23 | 2459,80 |
| GROSS PROFIT | 12062,00 | 15233,00 | 17630,56 | 19297,73 | 21286,62 | 21788,09 | 23341,81 | 23575,22 |
| GROSS MARGIN | 0,25 | 0,25 | 0,27 | 0,30 | 0,31 | 0,32 | 0,33 | 0,33 |
| SG&A | 1341,00 | 1343,00 | 1383,29 | 1507,79 | 1628,41 | 1726,11 | 1829,68 | 1902,87 |
| EBITDA | 14007,00 | 17468,00 | 20114,21 | 20980,17 | 23103,65 | 22790,76 | 24377,36 | 24132,16 |
| EBITDA MARGIN | 0,28 | 0,28 | 0,31 | 0,33 | 0,34 | 0,33 | 0,34 | 0,33 |
| EBIT | 10721,00 | 13890,00 | 16247,27 | 17789,95 | 19658,21 | 20061,97 | 21512,13 | 21672,36 |
| EBIT MARGIN | 0,22 | 0,23 | 0,25 | 0,28 | 0,29 | 0,29 | 0,30 | 0,30 |
| TAXES (LESS) | 2573,04 | 3333,60 | 3899,35 | 4269,59 | 4717,97 | 4814,87 | 5162,91 | 5201,37 |
| NOPAT | 8147,96 | 10556,40 | 12347,93 | 13520,36 | 14940,24 | 15247,10 | 16349,22 | 16470,99 |
| D&A (ADD) | 3286,00 | 3578,00 | 3866,94 | 3190,23 | 3445,44 | 2728,79 | 2865,23 | 2459,80 |
| CAPEX (LESS) | 6240,00 | 6555,00 | 6240,00 | 5104,36 | 4823,62 | 4775,38 | 5014,15 | 3617,35 |
| NET WORKING CAPITAL (LESS) | -736,56 | -644,49 | -638,05 | -689,09 | -68,22 | 71,63 | 72,35 | |
| FREE CASH FLOW | 8315,96 <;/td> | 10619,36 | 12244,27 | 14251,15 | 13268,73 | 14128,66 | 15241,09 | |
| DISCOUNTED CASH FLOW | 7622,33 | 8921,72 | 9428,85 | 10058,91 | 8584,31 | 8378,23 | 8284,05 |
DCF SUMMARY
| SUM OF DCF | 61278,40 |
| TERMINAL GROWTH RATE | 0,03 |
| FREE TERMINAL CASH FLOW | 15698,32 |
| TERMINAL VALUE | 257349,57 |
| PRESENT VALUE OF TERMINAL VALUE | 128211,05 |
| EVALUATION VALUE | 189489,45 |
| NET DEBT, 2007 (F) | 23245,00 |
| FAIR MCAP ON DCF | 166244,45 |
| ORDS MN * | 9750 |
| TARGET PRICE, USD | 17,05 |
| LAST PRICE, USD | 11,23 |
| POTENTIAL UPSIDE FROM OFFER | 51,83 |
* с учётом казначейских акций.
ГАЗПРОМ НЕФТЬ/SIBN RU
MODEL
| SIBN RU | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 |
| REVENUE | 21100,40 | 23632,45 | 25050,39 | 24799,89 | 25543,89 | 28353,72 | 30622,01 | 30928,23 |
| СОSТ OF REVENUE & SG&A | 16201,00 | 17837,87 | 19351,65 | 18725,34 | 19305,56 | 21004,66 | 22454,44 | 22947,09 |
| COSTS INCLUDING D&A | 14299,00 | 16157,87 | 17486,85 | 16879,19 | 17385,56 | 18950,26 | 20276,78 | 20682,32 |
| DEPRECIATION&AMORTIZATION | 928,50 | 945,30 | 1002,02 | 992,00 | 1021,76 | 1134,15 | 1224,88 | 927,85 |
| GROSS PROFIT | 6801,40 | 7474,58 | 7563,54 | 7920,70 | 8158,33 | 9403,45 | 10345,23 | 10245,92 |
| GROSS MARGIN | 0,32 | 0,32 | 0,30 | 0,32 | 0,32 | 0,33 | 0,34 | 0,33 |
| SG&A | 1902,00 | 1680,00 | 1864,80 | 1846,15 | 1920,00 | 2054,40 | 2177,66 | 2264,77 |
| EBITDA | 5827,90 | 6739,88 | 6700,76 | 7066,55 | 7260,08 | 8483,20 | 9392,45 | 8908,99 |
| EBITDA MARGIN | 0,28 | 0,29 | 0,27 | 0,28 | 0,28 | 0,30 | 0,31 | 0,29 |
| EBIT | 4899,40 | 5794,58 | 5698,74 | 6074,55 | 6238,33 | 7349,05 | 8167,57 | 7981,15 |
| EBIT MARGIN | 0,23 | 0,25 | 0,23 | 0,24 | 0,24 | 0,26 | 0,27 | 0,26 |
| TAXES (LESS) | 1175,86 | 1390,70 | 1367,70 | 1457,89 | 1497,20 | 1763,77 | 1960,22 | 1915,48 |
| NOPAT | 3723,54 | 4403,88 | 4331,04 | 4616,66 | 4741,13 | 5585,28 | 6207,35 | 6065,67 |
| D&A (ADD) | 928,50 | 945,30 | 1002,02 | 992,00 | 1021,76 | 1134,15 | 1224,88 | 927,85 |
| CAPEX (LESS) | 1670,00 | 2240,00 | 2254,54 | 1983,99 | 1788,07 | 1701,22 | 1837,32 | 1237,13 |
| NET WORKING CAPITAL (LESS) | -380,00 | -140,00 | 120,00 | 71,00 | 81,00 | 90,00 | 80,00 | 67,00 |
| FREE CASH FLOW | 3362,04 | 3249,18 | 2958,52 | 3553,66 | 3893,81 | 4928,21 | 5514,91 | 5689,39 |
| DISCOUNTED CASH FLOW | 2959,18 | 2453,98 | 2684,54 | 2678,96 | 3088,00 | 3147,20 | 2956,99 |
DCF SUMMARY
| SUM OF DCF | 19968,83 |
| TERMINAL GROWTH RATE | 0,03 |
| FREE TERMINAL CASH FLOW | 5860,07 |
| TERMINAL VALUE | 86177,52 |
| PRESENT VALUE OF TERMINAL VALUE | 40792,03 |
| EVALUATION VALUE | 60760,86 |
| NET DEBT, 2007 (F) | 1603,00 |
| FAIR MCAP ON DCF | 59157,86 |
| ORDS MN | 4741,3 |
| TARGET PRICE, USD | 12,48 |
| LAST PRICE, USD | 8,5 |
| POTENTIAL UPSIDE FROM OFFER | 46,8 |
