Прогноз по объемам добычи и капзатратам
Напомним, что в 2011 г. наиболее остро для компании встал вопрос о падении объемов добычи нефти (-5,3% г./г.), причем эта тенденция формировалась на протяжении всего прошедшего года, в частности, по причине ошибочной оценки запасов Южно-Хыльчуюского месторождения.
По оценкам компании, доказанные запасы углеводородов в ближайшие 3 года увеличатся на 2,8 млрд барр. н.э. (на 1 января 2012 г. запасы составляли 17,2 млрд барр. н.э.), а к 2021 г. - на 9,9 млрд барр. н.э., из них 4,1 млрд барр. н.э. внесут международные проекты Лукойла (Западная Курна-2, Гиссар, Карачаганак, Шах-Дениз и пр.). Коэффициент воспроизводства запасов в период 2012-2021 гг. составит в среднем100%.
Через 10 лет до 40% совокупной добычи будет приходиться на новые проекты компании (Западная Курна-2, им. Требса и Титова, Гиссар и др.).
В ближайшие 10 лет компания прогнозирует рост добычи углеводородов в среднем +3,5% и более в год (совокупный объем добычи - 10 млрд барр. н.э.). Важно отметить, что в данный прогноз входит и добыча газа. По планам компании, его доля в общих объемах добычи возрастет с 16% в 2011 г. до 27% к 2021 г. При этом, по оценкам Лукойла, показатели чистой прибыли на барр. н.э. в нефтяном и газовом сегментах сравняются к 2021 г. Прогноз по темпам роста добычи газа - более 10% в год, жидких углеводородов - более 2,3% ежегодно.
Очевидно, что для стабилизации добычи компании необходимо будет наращивать инвестиции: был существенно повышен бюджет капзатрат в сегменте upstream до 125 млрд долл. (на 10 лет) против 61 млрд долл., озвученных в прошлом году. Из них 25 млрд долл. планируется инвестировать в иракское месторождение Западная Курна-2. Совокупный свободный денежный поток по сегменту нефтедобычи прогнозируется на уровне 50-60 млрд долл., из них до 24% принесут зарубежные проекты, в том числе половину – Западная Курна-2.
Капвложения в нефтепереработку и маркетинг останутся на уровне прошлогоднего ориентира - 24 млрд долл. на 10 лет. Некоторое снижение инвестиций (-4%) компания объясняет внедрением новых технологий. До 10,3 млрд долл. планируется инвестировать в российские активы, преимущественно с целью модернизации НПЗ в РФ, и 4,6 млрд долл. - в зарубежные нефтеперерабатывающие мощности. Свободный денежный поток в этом сегменте оценивается компанией в диапазоне 50-57 млрд долл. за 10 лет.
Ценовая конъюнктура
В своей стратегии компания исходит из стабильности цены на нефть и достаточно консервативного в текущей конъюнктуре прогноза ценового уровня - 100 долл./барр. Для сравнения, наши прогнозы по цене Brent предполагают более существенный рост котировок - 114 долл./барр. в 2012-2013 гг., 125 долл./барр. в 2014 г. и 130 долл./барр. в 2015 г.
Налоговый режим
Введенная с 1 октября 2011 г. система 60/66 обеспечила Лукойлу экономию в размере 1 млрд долл. Компания ожидает введения новой формулы 55/70 для экспортных пошлин, стимулирующей более глубокую переработку нефти. Предполагается, что к 2015 г. объемы производства темных нефтепродуктов компании существенно сократятся (будут использоваться только для заправки судов).
Темпы роста EBITDA
Компания также дала прогноз по темпам роста EBITDA, которые в среднем составят 8% в год в предположении повышения котировок нефти Urals на 2% в год. На протяжении предыдущих 10 лет показатель EBITDA рос в среднем ежегодно на 21% при увеличении цены нефти Urals на 18% (в среднем в год).
Перспективы газодобычи
Также компания особо выделяет перспективы газового сегмента: к 2021 г. его EBITDA может возрасти в 6,5 раз и составить ~5 млрд долл., что, с учетом прогнозируемого ежегодного прироста совокупного EBITDA на уровне 8%, по нашим оценкам, приведет к увеличению доли газового сегмента в общей EBITDA с 4% в настоящее время до свыше 11% в 2021 г.
Дивидендная политика
В представленной стратегии компания планирует увеличить дивидендные выплаты акционерам по результатам 2011 г. на 25% г./г., при росте этих выплат в среднем на 15% в год в дальнейшем.
В целом, мы предполагаем сокращение свободного денежного потока компании в ближайшие несколько лет в связи с тем, что капзатраты, скорее всего, будут расти более высокими темпами, чем операционные денежные потоки, что будет обусловлено интенсивными инвестициями в нефтедобычу и необходимостью модернизации НПЗ в России. Это, в свою очередь, приведет к росту долговой нагрузки. Однако, учитывая ее текущее низкое значение (Чистый долг/EBITDA = 0,3х на конец 2011 г.), у компании имеется достаточный запас прочности.
Ранее в нашем обзоре от 2 марта 2012 г. мы рекомендовали покупать бонды LUKOIL 22, которые предлагали слишком высокую премию (около 40 б.п.) к бондам Gazprom 22. Наша рекомендация оправдалась: выпуск LUKOIL 22 подорожал на 1,9 п.п., при этом спред LUKOIL 22 - Gazprom 22 сузился до 9 б.п. Сейчас мы нейтрально относимся к бумагам Лукойла.
