Как сообщает агентство “Интерфакс” со ссылкой на неназванный источник в министерстве энергетики, ведомство обратилось в правительство с предложением ускорить процедуру запрета экспорта бензина. Законопроект, который в первую очередь касается экспорта бензина марок Аи-92 и Аи-95 за рубеж, направлен на сокращение дефицита на российском рынке, который уже спровоцировал рост оптовых цен на бензин на 30% с начала января 2021 г.

В случае утверждения, запрет как таковой предполагает не столь значительный эффект на финансовые результаты интегрированных нефтяных компаний, наиболее сильно из которых пострадает только «Сургутнефтегаз». Напомним, что компания экспортирует более 40% бензина и является основным игроком на экспортном рынке российского бензина, в то время как «Роснефть» и «Газпром нефть», к примеру, экспортируют лишь более 6% и менее 4% соответственно (данные ЦДУ ТЭК за июнь).

Блохин Никита
«Альфа-Банк»

Тем временем, мы отмечаем, что крупнейшие российские нефтегазовые компании существенно сократили нефтяной экспорт в июле (на 2,2% м/м, по данным «Транснефти») на фоне заметного увеличения добычи нефти (объемы выросли на 7,0% м/м по данным ЦДУ ТЭК), что указывает на то, что дополнительное объемы были в основном переправлены на российские НПЗ. Это, в свою очередь, предполагает дальнейший рост производства бензина и дизельного топлива и, таким образом, большую степень насыщения рынка.

Хотя спрос на моторное топливо в России продолжает восстанавливается, вынуждая правительство принимать дополнительные меры по стимуляции поставок на российский рынок, мы не видим никаких фундаментальных факторов, указывающих на то, что на данном этапе требуется ограничить экспорт бензина. Так, ключевые интегрированные производители явно соблюдают негласные требования, озвученные государством, как это было в 2018 году до ввода демпферного механизма. Более того, мы считаем, что рост оптовых цен скорее объясняется восстановлением цен на нефть и ослаблением курса рубля, чем текущим дефицитом на внутреннем рынке.

Наконец, тот факт, что подобные заявления совпали с увеличением добычи в рамках сделки OПЕК+, запланированным с 1-го августа, указывает на то, что данная мера скорее является предупреждением рынку, нежели ультиматумом со стороны государства. Так, мы считаем, что подобные инициативы являются частью затянувшегося переговорного процесса в рамках правительственной ТЭК при президенте РФ, а также козырем в непрекращающейся борьбе Минэнерго с нефтяными компаниями.

Тем не менее, пока неясно, каковы истинные намерения авторов данного проекта, что, на наш взгляд, создаёт риски дальнейшего усугубления непрозрачности регуляторной политики в отношении ТЭК. Несмотря на незначительный негативный эффект на финансовые результаты компаний, мы считаем, что подобные нерыночные интервенции со стороны государства могут нанести серьезный урон по инвестиционному климату в российском нефтегазовом секторе. Таким образом, мы считаем новость нейтральной или негативной на данном этапе.

Сегодня «ЛУКОЙЛ» начал строительство Комплекса производства полипропилена на территории Нижегородского НПЗ, сообщила компания.

Строительство комплекса, на наш взгляд, вполне целесообразно, т. к. он будет производить продукцию с высокой добавленной стоимостью из уже имеющегося сырья, даже несмотря на то что инвестиции превысят $1 млрд. Мы ожидаем, что в ближайшем будущем «ЛУКОЙЛ» предоставит подробную информацию. Согласно опубликованному недавно годовому отчету, Нижегородский нефтехимический комплекс все еще находится на этапе подготовки проектной документации.

Громадин Андрей
Sberbank CIB

В июне глава «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов заявил о планах инвестировать $3 млрд в реализацию нефтехимических проектов на базе собственных НПЗ в течение следующих шести лет. В презентации результатов за 2020 год компания сообщила о двух планируемых проектах по производству полипропилена на мощностях Нижегородского НПЗ (500 тыс. т) и НПЗ в Бургасе (300 тыс. т), окончательные инвестиционные решения по ним ожидаются в 2022 году. До сих пор о принятии окончательных инвестиционных решений официально не сообщалось, поскольку «ЛУКОЙЛ», возможно, ожидал дополнительной поддержки со стороны государства для реализации полипропиленовых проектов на НПЗ компании (такая возможность обсуждалась с конца прошлого года).

Газпром нефть опубликовала результаты за 1К21 в рамках прогнозов  

Выручка (611 млрд руб., +11% кв/кв) была преимущественно поддержана более высокими ценами реализации нефти и нефтепродуктов при в почти неизменной добыче углеводородов в квартальном сопоставлении (+0.5% кв/кв). В то же самое время объемы переработки на НПЗ сократились на 2.3% из-за плановых ремонтов на ЯНОСе и НПЗ Панчево. EBITDA (151.7 млрд руб.) увеличилась на 27% кв/кв, в основном благодаря улучшившейся макроэкономической конъюнктуре, а также строгому контролю над затратами (себестоимость добычи углеводородов в долларах достигла $3.16/барр., -8.4% кв/кв). Рентабельность EBITDA укрепилась на 3.1 пп кв/кв до 24.8%. Газпром нефть отчиталась о чистой прибыли в размере 84.2 млрд руб., что всего на 3% выше кв/кв, т.к. чистая прибыль в 4К20 была поддержана прибылью от курсовых разниц в размере 17.6 млрд руб. FCF составил 42.4 млрд руб. (-55% кв/кв) на фоне снижения OCF на 38% кв/кв. Напомним, в 4К20 OCF был поддержан высвобождением оборотного капитала в размере 83.6 млрд руб. (OCF до учета оборотного капитала в 1К21 вырос на 21% кв/кв). Капзатраты, в свою очередь, снизились на 23% кв/кв до 87.1 млрд руб.

Результаты Газпром нефти в целом совпали с нашими прогнозами и прогнозами рынка. Во время телеконференции компания сообщила, что капзатраты в 2021 ожидаются в районе 420 млрд руб., что близко к уровню 2020 — 415 млрд руб., и дала позитивный прогноз по добыче из нефтяных оторочек (3 млн т н.э.в 2021П) и на Чаяндинском месторождении (0.92 млн т н.э.). В целом мы считаем опубликованные результаты нейтральными для динамики акций.

Атон

«Татнефть» готова рассмотреть предложение о покупке НПЗ «ТАИФ-НК», сообщают СМИ, добавляя, что ТАНЕКО, НПЗ «Татнефти», изучал возможность интеграции с ТАИФНК восемь месяцев назад, но в середине 2020 г. пандемия оказывала на рынок нефтепродуктов слишком значительное влияние, чтобы стороны смогли продолжить работу над сделкой. Сейчас же «Татнефть» готова рассмотреть выгодное коммерческое предложение.

С точки зрения технической экспертизы, месторасположения и долгосрочного взаимодействия покупка ТАИФ-НК Татнефтью представляется логичной, если Группа «ТАИФ», владелец НПЗ, приняла решение о продаже всех контрольных пакетов в своих энергетических активах. Ранее, 23 апреля, СИБУР и Группа «ТАИФ» объявили об объединении нефтехимических активов, в результате которого ТАИФ станет миноритарным акционером (15%) объединенной компании.

Для решения о сделке для Татнефти и ТАИФ ключевым станет вопрос продажной цены ТАИФ-НК. Исходя из мультипликаторов, мы оцениваем стоимость предприятия (EV) «ТАИФ-НК» в 120–180 млрд руб. По методу затрат на строительство ТАИФ-НК можно оценить в сумму до 310 млрд руб. Условия и стоимость действующего договора о продаже Татнефтью в адрес ТАИФ ~5 млн т нефти в год также могут повлиять на оценку сделки.

Бахтин Кирилл
Дышлюк Евгения
«Газпромбанк»


( Читать дальше )

«Роснефть» опубликовала неплохие результаты – показатели за 1К21 были поддержаны благоприятной ценовой конъюнктурой, но отразили продажу малорентабельных активов (выручка оказалась на 2% ниже консенсуса, EBITDA совпала с ожиданиями, чистая прибыль превысила консенсус-прогноз на 3%). Высокий уровень операционного денежного потока обеспечил занчительный рост FCF (в 2.6 раза кв/кв).

«Роснефть» остается одним из наших фаворитов в секторе, поскольку мы ожидаем, что рынок будет уделять все большее внимания проекту Восток Ойл. Мы рассматриваем возможные сделки по продаже долей в проекте (которые могут состояться уже в этом году) в качестве важнейших катализаторов стоимости акций компании.

Атон

В настоящий момент «Роснефть» торгуется с мультипликатором EV/EBITDA 2021П 4.7x, что соответствует среднему 2-летнему уровню и на 9% выше уровня сопоставимых российских нефтегазовых компаний.

«Роснефть» опубликовала сильные результаты, поддержанные ростом цен. Выручка (1 737 млрд, +14% кв/кв) оказалась чуть ниже консенсуса и оценок АТОНа – она была поддержана более высокими ценами на нефть (Urals +30% кв/кв в рублевом выражении), однако позитивный эффект был частично нивелирован ухудшением операционных показателей. Добыча углеводородов упала на 5.6%, добыча жидких углеводородов – на 5.9% кв/кв, а газа – на 4.8% кв/кв. Более низкие показатели объясняются продажей Роснефтью низкорентабельных активов в конце 2020, с корректировкой на которую добыча углеводородов выросла на 1% кв/кв. Показатели переработки, наоборот, оказались сильнее кв/кв: объемы переработки выросли на 2.1% кв/кв благодаря улучшению динамики на российских НПЗ (+4.5% кв/кв), тогда как объемы переработки на международных НПЗ сократились на 17.5% кв/кв, в основном из-за повторных локдаунов. EBITDA (445 млрд руб., +22% кв/кв) совпала с нашими оценками и была, в том числе, поддержана снижением операционных расходов в сегменте добычи (-1.5% кв/кв в руб./бнэ) за счет сезонных факторов и продажи активов с меньшей рентабельностью. Рентабельность EBITDA составила 25.6%. В сегменте добычи EBITDA была поддержана более низкими операционными затратами, однако отразила возросшую налоговую нагрузку (скоррект. EBITDA +16.5% кв/кв до 467 млрд руб., рентабельность 41% против 45% в 4К20), в то время как в сегменте переработки EBITDA вернулась в плюс, достигнув 1 млрд руб. против –27 млрд руб. в 4К20.

Чистая прибыль «Роснефти» в 1К21 составила 149 млрд руб., что практически совпало с нашими оценками, но соответствует снижению на 54% кв/кв, поскольку показатели за 4К20 отразили разовые статьи, включая признание прибыли от приобретения активов Таймырнефтегаза, а также обесценение активов. Более того, 1К21 был отмечен существенно более низким эффектом от курсовых разниц в размере 5 млрд руб. против 64 млрд руб. в 4К. FCF составил 190 млрд руб., увеличившись в 2.6 раза за счет сильной динамики операционного денежного потока (415 млрд руб., в том числе 25 млрд за счет высвобождения оборотного капитала). Величина капзатрат в 1К21 составила 225 млрд руб., показав рост на 4% кв/кв. Чистый долг, включая предоплаты, упал на 1% кв/кв в долларовом выражении, а соотношение ЧД/EBITDA составило 3.5x.

Телеконференция – основные моменты. «Роснефть» представила новые данные по проекту Восток Ойл, отметив, что была разработана программа опытно-промышленной эксплуатации, осуществление которой начнется в 2022. Кроме того, определены места расположения приоритетных для компании площадок кустов скважин для эксплуатационного бурения. Восток Ойл включает в себя 52 лицензионных участка и 13 открытых месторождений углеводородов. Группа ведет переговоры по проекту с потенциальными новыми партнерами – в этом году ожидается заключение новых сделок по продаже долей в проекте.

Газовые проекты. «Роснефть» сообщила о начале добычи газа в 1К21 на месторождении Роспан, в 2021 объем добычи должен достичь 14 млрд м³. Начало добычи на Харампурском месторождении, которое ранее было отложено, должно состояться в 3К22.

«Роснефть» не назвала точную сумму планируемых капзатрат на 2021, отметив, что она будет несколько выше уровня 2020 (785 млрд руб.). Согласно текущим консенсус-оценкам, капзатраты в 2021 ожидаются на уровне 955 млрд руб.). Более 90% общего объема капзатрат будет направлено на upstream-проекты (разведку и добычу).
     

По данным «Ъ», правительство начинает готовить правовую базу, которая позволит в случае необходимости ввести временные ограничения на экспорт бензина из России. Данная новость не стала сюрпризом, так как в последний месяц данная тема уже несколько раз поднималась как в правительстве, так и в СМИ.

При этом важно понимать, что пока речь идёт лишь о разработке механизма, который позволит правительству оперативно отреагировать на рост цен или дефицит бензина на внутреннем рынке. Прямо сейчас экспорт никто ограничивать не собирается, хотя, по словам Александра Новака, подобные меры могут потребоваться в периоды пикового спроса.

Причина, по которой тема ограничения экспорта бензина вообще появилась на повестке, очевидна – только за март оптовые цены на бензин в России выросли на 8,2%. Однако на данный момент правительство для борьбы с ростом цен на топливо использует корректировку демпферного механизма, направленную на увеличение выплат нефтяникам, а также указ о наращивании запасов топлива. Пока что, благодаря этим мерам и стабилизации нефтяных котировок, цены на бензин приостановили рост, что не даёт повода ввести ограничение на экспорт бензина прямо сейчас.

Если ограничения всё-таки будут введены, то пострадают компании, имеющие наибольшую долю экспорта в структуре продаж бензина. Среди крупных нефтяников это в первую очередь «Сургутнефтегаз» и его Киришский НПЗ.

Кауфман Сергей
ИГ «Финам»

Лукойл получит субсидии для модернизации Нижегородского НПЗ    

По данным Коммерсанта, ЛУКОЙЛ получит государственную поддержку в виде инвестиционной надбавки к обратному акцизу на нефть для модернизации своего Нижегородского НПЗ. Сумма субсидии может составить более 70 млрд руб в 2022-2031 при общей стоимости проекта около 80-90 млрд руб. Мощность установок глубокой переработки на Нижегородском НПЗ около 17 млн тонн в год. В рамках соглашения планируется создание установки замедленного коксования мощностью 2.1 млн тонн в год и установки гидроочистки дизтоплива и бензина мощностью 1.5 млн тонн в год и других. Запуск комплекса позволит снизить выпуск мазута на НПЗ на 2.6 млн тонн в год и увеличить производства дизельного топлива Евро-5 на 0.7 млн тонн в год.

Государственная надбавка из бюджета к обратному акцизу была введена в 2021 для стимулирования инвестиций в создание установок глубокой переработки. При этом субсидия даётся при условии инвестиций в проект более 50 млрд рублей и подписания соглашение с Минэнерго до октября 2021. ЛУКОЙЛ начал строительство установки замедленного коксования ещё в 2018 с плановым вводом комплекса в эксплуатацию уже в 4К21 (в начале 2021 строительство было завершено на 86%).

Атон

Изменения в топливном демпфере можно рассматривать как позитивные и для потребителей, и для НПЗ с АЗС. Напомним, что топливный демпфер работает так, что если экспортная альтернатива по реализации топлива выше, чем индикативная внутренняя цена, то правительство компенсируют компаниям разницу. При этом при обратной ситуации компании доплачивают правительству. Ранее индикативная цена росла по 5% в год, что больше, чем реальный рост цен на топливо в 1,5-2%. Это значит, что при текущих правилах нефтеперерабатывающие компании получают меньше, чем могли бы в условиях роста мировых цен на топливо из-за роста цен на нефть и это создаёт для них стимул для повышения розничных цен на топливо. Новый механизм подразумевает рост индикативной цены не на 5%, а на уровень реального роста розничных цен.

На наш взгляд, эта новость позитивна как для НПЗ, для которых новые правила прибавят приблизительно 3% к маржинальности, так и для потребителей, т. к. теперь у нефтяников нет стимула повышать внутренние цены на топливо. Особенно сильно могут выиграть компании с высокой долей поставок нефтепродуктов на внутренний рынок – «Газпром нефть», «Лукойл» и «Роснефть».

Кауфман Сергей
ГК «Финам»

Нефтяные компании предложат правительству корректировку демпфера  

Как сообщает Коммерсант, 28 января на совещании с вице-премьером Александром Новаком нефтяные компании попросят об увеличении компенсации из бюджета в рамках демпфирующего механизма. Компании предложат уменьшить индексацию индикативной цены в формуле демпфера, от которой напрямую зависит величина субсидии для НПЗ. Такая мера позволит сдержать рост оптовых цен на топливо, сократить убытки заводов и увеличить их загрузку. Напомним, что демпферный механизм, введенный в действие в 2019, основан на разнице между экспортной ценой топлива и индикативной ценой внутреннего рынка, размер которой закреплен в законодательстве. Если эта разница положительна, государство компенсирует предприятиям около половины этой разницы.

Минфин выступает против данной корректировки, поскольку это создает угрозу дефицита бюджета в размере 70 млрд руб. в год. Дискуссии по корректировке демпферного коэффициента нередко возникают при изменении макроэкономических условий, но на данной ранней стадии мы оцениваем новость нейтрально.

Атон

ПАО «ЛУКОЙЛ» — одна из крупнейших публичных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний в мире по объему доказанных запасов и добычи углеводородов.
           

Мы видим, что у компании очень хорошая диверсификация выручки. Компания не только продает сырую нефть и газ на рынок, но и участвует в ее переработке, поставляя большое количество светлых нефтепродуктов (77% выручка от нефтепереработки в 2020 г.). НПЗ компании располагаются как в России, так и за рубежом, что помогает  увеличивать поставки там, где ЛУКОЙЛ может получить наибольшую выгоду.

Семченков Иван 
   Финам

* У компании очень низкий долг, что позволяет не сомневаться в ее финансовой стабильности.

* Хорошая структура добычи и снижение операционных расходов позволит ЛУКОЙЛу быть одной из немногих нефтегазовых компаний, которая закончит 2020 г. с чистой прибылью.

* Компания стабильно возвращает нераспределенную прибыль акционерам через выкупы акций и выплату дивидендов.

( Читать дальше )