21 апреля 2022, 23:04
Транснефть: Перспектива роста дивидендных выплат - Синара
Мы начинаем анализ Транснефти с рейтинга «Покупать» по привилегированным акциям эмитента и целевой цены 167 200 руб. за штуку. Бумаги компании — это уникальная возможность инвестиций в рублях в сегмент транспортировки нефти и нефтепродуктов, где Транснефть занимает монопольное положение и работает в условиях стабильного регулирования без каких-либо специфических отраслевых налогов. Дивидендная доходность бумаг Транснефти на горизонте 12 месяцев достигает 18%, но далее ожидается ее снижение до 9% (за 2022 г.) из-за прогнозируемого сокращения экспорта нефти и нефтепродуктов на 20% в 2К22–4К22 против 1К22 с последующим восстановлением к 2024 г. Ввиду низкого коэффициента «бета» (0,6) и комфортного уровня долговой нагрузки (чистый долг меньше EBITDA) бумаги Транснефти представляются более надежным вариантом инвестиций по сравнению с акциями многих российских компаний с сопоставимой дивидендной доходностью.
Оценка стоимости: по методам DCF и DDM с равными весами (50/50).
Триггеры: (1) начало выплаты промежуточных дивидендов; (2) дробление акций (рост ликвидности); (3) выкуп и/или конвертация привилегированных акций в обыкновенные.
Риски: (1) рост капзатрат и расходов выше инфляции; (2) отказ от выплаты дивидендов; (3) дополнительные выплаты в пользу Роснефти за загрязнение нефти в 2019 г.; (4) низкая индексация тарифов на нефтепродукты.
Предсказуемая индексация тарифа. По нашей оценке, в 2022–2026 гг. среднегодовой темп роста (CAGR) скорректированной выручки Транснефти составит 6,3% за счет роста сегмента транспортировки, который обеспечивает 90% всей выручки. Главный драйвер — индексация тарифов на транспортировку нефти, принципы которой определены на период до 2030 г. Перенаправление с 2025 г. ванкорской нефти с месторождений Роснефти (16 млн т/г или 4% объема транспортировки нефти) на СМП не окажет очень существенного влияния на объемы перекачки по системам Транснефти.
Рост EBITDA на 5,3% (CAGR 2022–2026), близко к темпам роста выручки. Мы прогнозируем, что в среднесрочной перспективе рост EBITDA составит 5,3% в год, в целом наравне с темпом роста выручки. В 2022 г. тариф на прокачку нефти вырастет на 4,3% (пересмотр уже принятого решения представляется маловероятным). В условиях неизбежного влияния инфляции на денежные затраты, а также снижения экспорта EBITDA в 2022 г. может снизиться на 13% г/г до 410 млрд руб. при рентабельности по EBITDA в 34%. Последующее восстановление экспорта и индексация тарифов поможет увеличить рентабельность по EBITDA до 39% в 2024 г.
Высокая доходность FCF в середине 2020-х (выше 30%) при WACC в 16%. Транснефть уже завершила крупные проекты развития, и в будущем капзатраты пойдут главным образом на ремонт и модернизацию существующих трубопроводных систем. Даже с учетом растущей потребности в обновлении инфраструктуры, предполагающей рост капзатрат на 52% (с 180 млрд руб. в 2021 г. до 273 млрд руб. в 2026 г.), доходность FCF вырастет в 2026 г. до 34% (против 23% в 2021 г.) за счет накопленного эффекта индексации тарифов.
Низкие мультипликаторы относительно прошлых периодов и компаний аналогов. Сейчас акции Транснефти торгуются с коэффициентами EV/EBITDA и P/E 2023П на уровне 2,4 и 3,6 соответственно, что предполагает дисконты к ее же собственным мультипликаторам 2019 г. в 33% и 48%. Зарубежным компаниям-аналогам, которые больше сфокусированы на переработке и трейдинге, Транснефть по тем же мультипликаторам уступает 70–80%, хотя по доходности FCF превосходит на 15 п. п. При этом дивидендная доходность бумаг Транснефти в 2023 г. на 6 п. п. выше медианы зарубежных компаний.
Инвестиционное заключение
Уникальное положение на рынке транспортировки
Транснефть — это остов российской нефтяной отрасли, состоящий из многих тысяч километров транспортной инфраструктуры, по которой сырая нефть и нефтепродукты бесперебойно поступают как на внутренний рынок, так и за рубеж. Компания занимает монопольное положение в таких направлениях, как транспортировка нефти (83% всего добываемого в стране нефтяного сырья) и нефтепродуктов (29% производства светлых продуктов), что совокупно приносит компании 90% ее скорректированной выручки.
Серьезных альтернатив трубопроводной транспортировке нет
Нефтепроводная инфраструктура отличается низким уровнем удельных операционных затрат по сравнению с железнодорожным, водным или автомобильным транспортом. Вдобавок трубопроводный транспорт можно использовать для хранения значительных объемов нефти. На более короткие расстояния нефтепродукты в России перевозятся, как правило, по сети железных дорог, на которую приходится 63% отгрузки светлых нефтепродуктов внутри страны.
Интегрированная транспортировка после консолидации НМТП
Консолидировав 63%-ный экономический интерес в НМТП в 2018 г., Транснефть теперь контролирует всю цепочку поставки нефтяного сырья и нефтепродуктов. Через терминалы НМТП в Новороссийске и Приморске осуществляется половина морского экспорта нефти компании (и 29% всего экспорта Транснефти в дальнее зарубежье). При высокой рентабельности по EBITDA (более 60%) НМТП обеспечивает 6–8% совокупного показателя EBITDA Транснефти, а также ее операционного и свободного денежных потоков.
Утвержденное правительством регулирование тарифов до 2030 г.
В октябре 2020 г. правительство согласовало параметры тарифного регулирования для Транснефти на 2021–2030 гг. Ежегодная индексация тарифа на транспортировку нефти предусматривается на уровне 99,9% среднего прогнозируемого значения ИПЦ на следующий год. Для транспортировки нефтепродуктов четкие правила не определены. В модели Транснефти мы исходим из сопоставимой с транспортировкой нефти динамики тарифов.
Ожидаем 40% рентабельности по EBITDA на долгосрочном горизонте
Мы консервативно прогнозируем рост операционных затрат c 2024 г. вровень с инфляцией, но отмечаем, что Транснефть рассчитывает на сокращение на 2% в год скорректированных на инфляцию операционных затрат. Ранее компания уже показывала тренд снижения потребления электроэнергии. Расходы на оплату труда, электроэнергию и ремонт составляют 75% всех затрат.
Новый приоритет капзатрат — надежный и безопасный транспорт
На сегодня Транснефть не занимается новыми проектами в транспортировке, а значит, может сосредоточиться на модернизации и переоснащении существующей инфраструктуры, так как ресурс магистральных трубопроводов выработан примерно на 40%. При нынешней скорости замены модернизация всей сети займет почти 75 лет, а это слишком долгий срок для активов, чья эксплуатация рассчитана на срок до 33 лет. Для целей модели мы предполагаем наращивание капзатрат к 2026 г. до 273 млрд руб. — на 52% относительно 2021 г.
Ожидаем выплаты половины нормализованной прибыли по МСФО в виде дивидендов
Мордовцев Василий
Синара ИБ
Оценка стоимости: по методам DCF и DDM с равными весами (50/50).
Триггеры: (1) начало выплаты промежуточных дивидендов; (2) дробление акций (рост ликвидности); (3) выкуп и/или конвертация привилегированных акций в обыкновенные.
Риски: (1) рост капзатрат и расходов выше инфляции; (2) отказ от выплаты дивидендов; (3) дополнительные выплаты в пользу Роснефти за загрязнение нефти в 2019 г.; (4) низкая индексация тарифов на нефтепродукты.
Предсказуемая индексация тарифа. По нашей оценке, в 2022–2026 гг. среднегодовой темп роста (CAGR) скорректированной выручки Транснефти составит 6,3% за счет роста сегмента транспортировки, который обеспечивает 90% всей выручки. Главный драйвер — индексация тарифов на транспортировку нефти, принципы которой определены на период до 2030 г. Перенаправление с 2025 г. ванкорской нефти с месторождений Роснефти (16 млн т/г или 4% объема транспортировки нефти) на СМП не окажет очень существенного влияния на объемы перекачки по системам Транснефти.
Рост EBITDA на 5,3% (CAGR 2022–2026), близко к темпам роста выручки. Мы прогнозируем, что в среднесрочной перспективе рост EBITDA составит 5,3% в год, в целом наравне с темпом роста выручки. В 2022 г. тариф на прокачку нефти вырастет на 4,3% (пересмотр уже принятого решения представляется маловероятным). В условиях неизбежного влияния инфляции на денежные затраты, а также снижения экспорта EBITDA в 2022 г. может снизиться на 13% г/г до 410 млрд руб. при рентабельности по EBITDA в 34%. Последующее восстановление экспорта и индексация тарифов поможет увеличить рентабельность по EBITDA до 39% в 2024 г.
Высокая доходность FCF в середине 2020-х (выше 30%) при WACC в 16%. Транснефть уже завершила крупные проекты развития, и в будущем капзатраты пойдут главным образом на ремонт и модернизацию существующих трубопроводных систем. Даже с учетом растущей потребности в обновлении инфраструктуры, предполагающей рост капзатрат на 52% (с 180 млрд руб. в 2021 г. до 273 млрд руб. в 2026 г.), доходность FCF вырастет в 2026 г. до 34% (против 23% в 2021 г.) за счет накопленного эффекта индексации тарифов.
Низкие мультипликаторы относительно прошлых периодов и компаний аналогов. Сейчас акции Транснефти торгуются с коэффициентами EV/EBITDA и P/E 2023П на уровне 2,4 и 3,6 соответственно, что предполагает дисконты к ее же собственным мультипликаторам 2019 г. в 33% и 48%. Зарубежным компаниям-аналогам, которые больше сфокусированы на переработке и трейдинге, Транснефть по тем же мультипликаторам уступает 70–80%, хотя по доходности FCF превосходит на 15 п. п. При этом дивидендная доходность бумаг Транснефти в 2023 г. на 6 п. п. выше медианы зарубежных компаний.
Инвестиционное заключение
Уникальное положение на рынке транспортировки
Транснефть — это остов российской нефтяной отрасли, состоящий из многих тысяч километров транспортной инфраструктуры, по которой сырая нефть и нефтепродукты бесперебойно поступают как на внутренний рынок, так и за рубеж. Компания занимает монопольное положение в таких направлениях, как транспортировка нефти (83% всего добываемого в стране нефтяного сырья) и нефтепродуктов (29% производства светлых продуктов), что совокупно приносит компании 90% ее скорректированной выручки.
Серьезных альтернатив трубопроводной транспортировке нет
Нефтепроводная инфраструктура отличается низким уровнем удельных операционных затрат по сравнению с железнодорожным, водным или автомобильным транспортом. Вдобавок трубопроводный транспорт можно использовать для хранения значительных объемов нефти. На более короткие расстояния нефтепродукты в России перевозятся, как правило, по сети железных дорог, на которую приходится 63% отгрузки светлых нефтепродуктов внутри страны.
Интегрированная транспортировка после консолидации НМТП
Консолидировав 63%-ный экономический интерес в НМТП в 2018 г., Транснефть теперь контролирует всю цепочку поставки нефтяного сырья и нефтепродуктов. Через терминалы НМТП в Новороссийске и Приморске осуществляется половина морского экспорта нефти компании (и 29% всего экспорта Транснефти в дальнее зарубежье). При высокой рентабельности по EBITDA (более 60%) НМТП обеспечивает 6–8% совокупного показателя EBITDA Транснефти, а также ее операционного и свободного денежных потоков.
Утвержденное правительством регулирование тарифов до 2030 г.
В октябре 2020 г. правительство согласовало параметры тарифного регулирования для Транснефти на 2021–2030 гг. Ежегодная индексация тарифа на транспортировку нефти предусматривается на уровне 99,9% среднего прогнозируемого значения ИПЦ на следующий год. Для транспортировки нефтепродуктов четкие правила не определены. В модели Транснефти мы исходим из сопоставимой с транспортировкой нефти динамики тарифов.
Ожидаем 40% рентабельности по EBITDA на долгосрочном горизонте
Мы консервативно прогнозируем рост операционных затрат c 2024 г. вровень с инфляцией, но отмечаем, что Транснефть рассчитывает на сокращение на 2% в год скорректированных на инфляцию операционных затрат. Ранее компания уже показывала тренд снижения потребления электроэнергии. Расходы на оплату труда, электроэнергию и ремонт составляют 75% всех затрат.
Новый приоритет капзатрат — надежный и безопасный транспорт
На сегодня Транснефть не занимается новыми проектами в транспортировке, а значит, может сосредоточиться на модернизации и переоснащении существующей инфраструктуры, так как ресурс магистральных трубопроводов выработан примерно на 40%. При нынешней скорости замены модернизация всей сети займет почти 75 лет, а это слишком долгий срок для активов, чья эксплуатация рассчитана на срок до 33 лет. Для целей модели мы предполагаем наращивание капзатрат к 2026 г. до 273 млрд руб. — на 52% относительно 2021 г.
Ожидаем выплаты половины нормализованной прибыли по МСФО в виде дивидендов
Мы рассчитывает на строгое следование озвученным ориентирам и выплату 50% нормализованной чистой прибыли по МСФО, хотя в долгосрочной перспективе не исключаем повышения, так как сумма дивидендов составляет менее 60% свободного денежного потока, прогнозируемого на 2023 г. и далее. За 2021 г. дивидендная доходность ожидается на уровне 13,4%, а на горизонте 12 месяцев — 17,9% за счет перехода на полугодовые выплаты, что весьма привлекательно с учетом коэффициентом «бета» в 0,6 и WACC в 16%.Бахтин Кирилл
Мордовцев Василий
Синара ИБ
0 Комментариев
Вообще отправлять еще не проданный газ — это лучшие газпромовские практики, там компания побогаче правда, поэтому сразу триллионы тратила на трубы без объемов, тут все скромнее.
ALB, А оценка активов в 49 млрд рублей случайно не тогда образовалась, когда аффилированные оценщики оценили активы в качестве залога для открытия кредитной линии под ввод нового ТЦ.
И по поводу ...
Алина Есипова, пришло в Финам👍
Затерянный город
Про Сахалин в Газпроме скромно умалчивают. А там достижения просто невероятные!
Ребята умудряются второй год снижать производство при росте спроса в Азии, при этом имея сверхкороткое транспортное пл...
Илья Петров, вот именно, а почему то в это никто не верит
Владислав, часть плеча по плавающей ставке. Возможны ковенанты по кредитному договору. Например, обязательство резервировать под скачок КС на 500бп на квартал вперёд.
YgrOK, это хорошо. Конструктивная критика всегда есть гуд. Даже если оная идёт вразрез с моими хотелками — всё равно респект.
Добавлю, что допка не гарантирует спуск цены вниз. У РКК Энергия т...
Общее производство грузовых вагонов в России за 11 месяцев 2024 года
Стоит покупать ?!.. имба компания?!