2009 02 19 equity oilfield services rus (1)

Банк Москвы Стр. 1 из 31

24 апреля

2009 г.

Акции

Нефтесервис

Нефтесервисный сектор Цены на нефть – катализатор роста

Вахрамеев Сергей [email protected]

В данном обзоре мы начинаем анализ акций нефтесервисных компаний, ведущих свою деятельность в РФ, а именно Eurasia Drilling Company (EDC) и C.A.T. oil, а также возобновляем анализ акций Интегры.

• Мы ожидаем, что российский рынок нефтесервиса в 2009 г. сократится на 40 % по сравнению с 2008 г. и в дальнейшем будет зависеть в основном от объема инвестиций нефтяных компаний в добычу и разведку нефти, который в свою очередь коррелируют с ценами на нефть.

• На фоне ожидаемого сокращения объемов рынка нефтесервиса в 2009 г. капитализация публичных компаний сектора в 2008 г. сократилась более чем в 10 раз. Реакция рынка была чрезмерной, и инвесторы явно переоценили риски инвестиций в бумаги отдельных нефтесервисных компаний. Однако за последний месяц с увеличением цен на нефть начался достаточно быстрый рост нефтесервисных компаний (30-90 %). В данном обзоре мы постарались ответить на вопрос: будет ли эта тенденция продолжаться?

• Мы полагаем, что представленным в данном обзоре компаниям вполне по силам выступить в роли консолидаторов отрасли по мере отмирания мелких игроков и постепенного сокращения доли внутреннего сервиса нефтяных компаний.

• Наиболее привлекательной компанией в нефтесервисной отрасли, по нашему мнению, является EDC, рентабельность которой по чистой прибыли самая высокая среди рассматриваемых компаний. Компания получит большие выгоды от перехода услуг по бурению на рыночное ценообразование после истечения контракта с ЛУКОЙЛом в 2010 г. За счет масштаба бизнеса EDC будет увеличивать свою долю на рынке и генерировать более высокие чистые денежные потоки, чем ее конкуренты.

• Потенциал роста C.A.T. oil также не исчерпан и обусловлен быстрым развитием высокомаржинального сегмента услуг по наклонному бурению.

• Мы достаточно консервативно подходим к оценке акций Интегры, заложив самую высокую ставку WACC (равную 19.3 %) среди рассматриваемых компаний. Это объясняется значительным уровнем долга в структуре капитала компании. В итоге мы даем рекомендацию «продавать» по данной бумаге.

целевой

уровень, $ текущая цена, $ потенциал, % рекомендация

Eurasia Drilling Company 10.45 6.40 63 покупать C.A.T. oil 5.32 3.40 57 покупать Интегра 0.79 1.62 -51 продавать

Нефтесервис 24 апреля 2009 г.


Отрасль Рынок нефтесервисных услуг можно условно разбить на 4 ключевых сегмента: услуги по бурению, технологические услуги, ремонт нефтяных и газовых скважин и повышение нефтеотдачи, а также услуги геологоразведки. Основной потенциал роста российского нефтесервисного рынка обеспечен выходом нефтегазовых компаний в новые регионы добычи – Восточную Сибирь и Тимано-Печору. По прогнозам, снижение активности нефтегазовых компаний в нынешних традиционных регионах – в Поволжье, на Урале и в Западной Сибири, на долю которых на данный момент приходится более 80 % рынка, – будет в полной степени компенсировано за счет разработки месторождений в новых регионах.

Структура российского рынка нефтесервиса в денежном выражении

Малые независимые компании 23%

ССК 3%Интегра 4%

Schlumberger 11%

БК Евразия 8%

Прочие 3% Дочерние стру кту ры нефтегазовых компаний 49%

Источник: Douglas-Westwood

Последняя оценка структуры российского нефтесервисного рынка было сделана компанией Douglas-Westwood по состоянию на 2006 год. К середине 2008 г. ситуация по оценкам экспертов кардинально не изменилась. Основными игроками на российском нефтесервисном рынке являются дочерние структуры нефтегазовых компаний, доля которых оценивается почти в 50 %. Остальной рынок поделен между мелкими независимыми сервисными компаниями и представительствами глобальных нефтесервисных компаний. В настоящий момент рынок все так же фрагментирован, однако актуальная тенденция этого года – консолидация активов – в скором времени может изменить расстановку сил. Причиной подобной структуры рынка является историческое использование нефтегазовыми компаниями собственных сервисных и геофизических бригад. В то же время, тенденцией последних лет для нефтяных компаний стала концентрация на увеличении добычи углеводородов, что привело к постепенному выводу дочерних сервисных подразделений из состава ВИНК. Так, если еще в 2002 г. на долю собственных сервисных и геофизических бригад приходилось более 80 % рынка, то в 2006 г. доля рынка сократилась до 49 %. Как итог, на данный момент на российском нефтесервисном рынке присутствует большое количество мелких сервисных компаний, которые ранее являлись дочерними подразделениями нефтяных компаний. Крупнейшими отечественными независимыми игроками на рынке являются БК «Евразия» (ранее компания находилась в составе ЛУКОЙЛа), Группа «Интегра» и ССК (Сибирская сервисная компания). Иностранные компании представлены в основном Schlumberger и Halliburton. С точки зрения стоимости и качества нефтесервисных услуг российский рынок достаточно жестко сегментирован: мелкие независимые сервисные компании, как правило, предоставляют узкий набор базовых услуг в небольших объемах невысокого качества по низким ценам. В настоящий момент они контролируют большую часть независимого рынка. Крупнейшие отечественные игроки могут предоставить нефтегазовым компаниям гораздо более широкий спектр услуг и существенно больший объем работ. По сравнению с мелкими сервисными компаниями крупные игроки работают в более высокой ценовой категории. Зарубежные сервисные компании в основном концентрируются на оказании специфических, штучных услуг нефтесервиса, которые требуют высокой квалификации и трудозатрат, что отражается на стоимости этих услуг. Учитывая последние тенденции в отрасли, вследствие планируемого сокращения капитальных вложений нефтегазовых компаний мы предполагаем, что в ближайшие годы доля небольших независимых нефтесервисных компаний на рынке сократится. Многим компаниям придется уйти с рынка. За счет выбывания мелких игроков мы ожидаем увеличения доли крупных компаний, таких как БК «Евразия», Интегра, ССК и C.A.T. oil. Однако темпы консолидации в отрасли замедлятся, так как в среднесрочной перспективе, нефтесервисные компании сконцентрируют свое внимание на повышении рентабельности деятельности на основе имеющихся мощностей.



Буровые и ремонтные услуги Бурение Основными услугами, которые предоставляют компании в данном сегменте, являются услуги по бурению, текущему и капитальному ремонту и строительству скважин. Кроме буровых и ремонтных работ нефтесервисные компании предлагают клиентам так называемое интегрированное управление проектами (IPM). Суть IPM – предоставление услуг по комплексному управлению месторождениями или по оптимизации работ, которые выполняются на месторождении сторонними организациями. Крупнейшие буровые компании РФ по объему проходки в 2007 г. (тыс. м)

591

730

791

1011

1040

3150

3191

894

440

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Интегра

СГК-Бурение

ТНК-BP

Татнефть

Газпром нефть

Роснефть

Сибирская Сервисная Компания

Eurasia Drilling Company

Сургутнефтегаз

Источники: ЦДУ ТЭК, оценки Аналитического департамента Банка Москвы

Стоит заметить, что в начале 90-х годов удельный объем проходки в бурении в РФ составлял около 75 м на тысячу тонн добытой нефти. После распада СССР и перехода нефтяных компаний в частную собственность данный показатель существенно сократился (минимальное значение в 2004 г. составило 19.6 м на тыс. тонн). Причиной было недостаточное инвестирование в отрасль до конца 90-х годов, усугублением ситуации стал финансовый кризис 1998 г. Тенденция изменилась только с 2004 г., с восстановлением экономики и после активного внедрения западных методов повышения нефтеотдачи. В итоге нефтяные компании стали постепенно увеличивать объемы бурения относительно объемов добычи нефти. Однако в 2009 г., с учетом уменьшения капитальных вложений нефтегазовыми компаниями, мы ожидаем снижения объемов проходки в бурении в целом по РФ на 11 %. В дальнейшем наш прогноз объема рынка бурения основан на допущении, что российские компаниями к 2014 г. смогут увеличить удельный объем проходки в бурении до 31.5 тыс. м на одну добытую тонну нефти, то есть чуть меньше уровня 2000 г. (33.4 м/тыс. т) Ниже приведен график изменения данного показателя.

Динамика изменения проходки в бурении

-

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014

15

25

35

45

55

65

75

85

Объем проходки в бурении, тыс. м Удельный объем проходки в бурении, м/тыс т Источники: ЦДУ ТЭК, Росстат, оценки Аналитического департамента Банка Москвы



Основой роста сегмента бурения в ближайшие годы должна стать Восточная Сибирь: по различным оценкам, на ее долю через 5 лет будет приходиться более 30 % рынка буровых и ремонтных услуг (против примерно 10 % в 2006 г). В связи с этим мы ожидаем рост объемов бурения – около 20 % в ближайшие 5 лет в сравнении с 2004-2008 гг. В то же время, прогнозируется небольшое сокращение операций по текущему и капитальному ремонту скважин по причине роста технического обеспечения добывающих компаний, ведущего к увеличению среднего срока жизни скважины. С учетом нашего прогноза по росту добычи нефти в РФ к 2014 г. до 536 млн т., объем проходки в бурении может достичь к 2014 г уровня 17 млн м. Средняя стоимость одного метра бурения в РФ, по нашему мнению, снизится до $ 362 в 2009 г., однако затем будет восстанавливаться и к 2014 г. составит $ 459. По нашим оценкам, объем рынка бурения скважин в 2007 г. составил в РФ около $ 6.5 млрд, и к 2014 г. мы ожидаем его рост до $ 7.5 млрд.

Прогноз рынка бурения в РФ

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Добыча в РФ, млн т 491 488 483 485 490 500 510 520 изменение, % 2.3 -0.7 -1.1 0.4 1.1 2.0 2.0 2.0 Объем проходки в бурении, тыс. м 14 627 15 851 14 113 13 383 14 011 14 779 15 572 16 384

изменение, % 18.9 8.4 -11.0 -5.2 4.7 5.5 5.4 5.2 Количество метров (тыс.) проходки на тонну добываемой нефти

29.8 32.5 29.2 27.6 28.6 29.6 30.5 31.5

Средняя стоимость метра бурения, $ 443 603 362 398 418 429 444 459

Стоимость метра бурения EDC, $ 400 464 280 398 418 429 444 459

Стоимость метра бурения Интегры, $ 530 770 462 508 534 548 566 585

Объем рынка бурения в РФ, $ млн

6 478 9 562 5 108 5 328 5 857 6 343 6 908 7 512

изменение, % 25.3 47.6 -46.6 4.3 9.9 8.3 8.9 8.7

Источники: ЦДУ ТЭК, Росстат, оценки Аналитического департамента Банка Москвы Ремонт скважин По данным журнала «Нефтегазовая вертикаль», в 2007 г. объемы капитального ремонта скважин основных ВИНК составили 35 тыс. операций. Средняя стоимость одной операции капитального ремонта скважин основных ВИНК в 2007 г. равнялась 1 393 тыс. руб. ($ 54.5 тыс.) Таким образом, объем рынка капитального ремонта в 2007 г. составил около $ 1.9 млрд. В то же время, объемы текущего ремонта скважин составили в 2007 г. 110 тыс. операций. Средняя стоимость одной операции текущего ремонта, по нашим оценкам, находится на уровне 500 тыс. руб. ($ 19.6 тыс.) Таким образом, объем рынка текущего ремонта в 2007 г. мы оцениваем в $ 2.15 млрд. Общий размер рынка ТРС и КРС соответственно составляет в 2007 г. около $ 4 млрд, и к 2014 г. мы ожидаем его рост до $ 4.3 млрд. Наш прогноз объема рынка ремонта скважин основан на допущении снижения российскими компаниями количества ремонтных работ к 2014 г. в связи с появлением новых технологий и повышения эффективности ремонта.



Прогноз рынка ремонта скважин в РФ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Количество операций капитального ремонта, тыс.

34.9 34.3 33.7 33.1 32.4 31.8 31.2 30.6

Стоимость КРС, $ тыс. 54.5 67.2 54.9 56.6 58.6 60.8 63.0 65.3

Количество операций текущего ремонта, тыс. 110.0 108.8 107.5 106.3 105.0 103.8 102.5 101.3

Стоимость ТРС, $ тыс. 19.6 24.0 19.5 19.9 20.5 21.1 21.7 22.3

Объем рынка ремонта скважин в РФ, $ млн 4 055 4 789 3 831 4 023 4 123 4 178 4 249 4 320

изменение, % 18.1 -20.0 5.0 2.5 1.3 1.7 1.7 Источник: оценки Аналитического департамента Банка Москвы

Сейсморазведка и геофизика Основными видами услуг в сегменте геофизики являются сейсморазведка, геофизические исследования в скважинах, перфорация скважин. Сейсморазведка – один из методов разведочной геофизики, основанный на изучении особенностей распространения сейсмических волн в земной коре в целях исследования ее геологического строения для обнаружения продуктивных залежей углеводородов и определения контуров месторождения. В свою очередь, существует двухмерная (2-D) и трехмерная (3-D) сейсморазведка. Последний метод является более эффективным, поскольку позволяет в полной мере оценить размеры продуктивного пласта, однако одновременно он в несколько раз дороже двухмерной сейсмики. Геофизика представляет собой комплекс услуг по исследованию эксплуатационных и разведочных скважин и изучению бурового раствора, которые позволяют оптимизировать процессы бурения и добычи. Услуги по перфорации стволов скважин являются одним из методов повышения суточных дебитов скважин и направлены на усиление притока углеводородов и увеличение нефтеотдачи. За основу прогноза рынка геологоразведки в РФ были взяты данные Douglas & Westwood об объеме рынка геологоразведки в 2006 г. ($ 1 300 млн). По нашему мнению, рынок геологоразведки достаточно сильно коррелирует с рынком бурения и в 2008-2014 гг. будет расти приблизительно такими же темпами. Прогноз рынка геологоразведки в РФ

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Объем рынка геологоразведки, $ млн 1 629 2 405 1 285 1 340 1 473 1 595 1 737 1 889

изменение, % 25.3 47.6 -46.6 4.3 9.9 8.3 8.9 8.7 Источники: Douglas & Westwood, оценки Аналитического департамента Банка Москвы

Технологические решения Еще одним крупным сегментом нефтесервисного рынка являются технологии и решения, в частности услуги по наклонно-направленному бурению, ремонту скважин, операциям гидроразрыва пласта, зарезке боковых стволов и прочим скважинным операциям. Наклонно-направленное бурение – способ проведения скважины с отклонением от вертикали по заранее заданной кривой. Наклонно-направленное бурение оказывается целесообразным при сложном рельефе местности, например, при расположении залежи под дном крупного водоёма, а также особенных геологических условиях залегания полезных ископаемых, не позволяющих вскрыть их вертикальными скважинами. Гидроразрыв пласта (ГРП) – один из методов интенсификации добычи нефти на месторождении (увеличения нефтеотдачи действующих нефтяных скважин). Технология осуществления ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций геля, содержащего проппант (искусственный песок), разрывающего нефтеносный пласт. После этого дебит скважины, как правило, резко возрастает. ГРП позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Зарезка нового ствола в скважине – восстановительная процедура создания новых секций



ствола скважины с целью обойти скопившийся «утиль», а также с целью повторного пробуривания потерянной скважины или выравнивания выработок в стенке ствола скважины или искривленных скважин. Технологические услуги представляют собой широкий спектр работ и услуг, который включает в себя также работы по укладке труб, ловильные и фрезеровочные работы, изготовление буровых растворов и жидкостей для заканчивания скважин, а также наклонно-направленное бурение. Однако основную долю в стоимостном выражении будут занимать операции по заканчиванию новых скважин и повторному заканчиванию существующих скважин, на долю которых приходится около трети от совокупных расходов на технологические решения.

Прогноз рынка технологических услуг в РФ

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Объем рынка технологических услуг, $ млн 6 000 8 116 5 316 5 485 5 889 6 251 6 663 7 095

изменение, % 25.0 35.3 -34.5 3.2 7.4 6.1 6.6 6.5 Источник: оценки Аналитического департамента Банка Москвы

По нашему мнению, рынок технологических услуг будет расти меньшими темпами, чем рынок бурения, однако большими, чем рынок ремонта, так как количество технологических операций будет сокращаться только в сегменте ГРП. Общий прогноз рынка нефтесервисных услуг Несмотря на продолжающийся бурный рост рынка нефтесервиса в начале 2008 г., после развернувшегося в середине года финансового кризиса стало ясно, что нефтесервисным компаниям предстоит тяжелое будущее. Капитализация нефтесервисных компаний в 2008 г. сократилась в несколько раз вследствие высокой долговой нагрузки а также неблагоприятных перспектив по снижению капитальных затрат нефтяными компаний в 2009 г. Мы ожидаем в 2009 г. сокращения общего объема рынка нефтесервиса на 38 % в номинальном выражении до $ 15.5 млрд ввиду сокращения инвестиционных программ нефтяных компаний. В 2010 г., по нашим прогнозам, произойдет стабилизация и начнется плавное восстановление рынка, который к 2014 г., согласно нашим оценкам, достигнет уровня $ 20.8 млрд.

Прогноз развития российского рынка нефтесервиса, $ млн

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Рынок бурения Рынок ремонта Технологические услуги Геологоразведка

Источник: оценка Аналитического департамента Банка Москвы



Нефтегазовое оборудование Отдельные нефтесервисные компании – например, Интегра – занимаются также производством оборудования для добычи нефти и газа. Данный рынок рассматривается отдельно от рынка нефтесервиса. Условно его можно разделить на 3 основных сегмента: производство бурового оборудования, производство комплексов для цементирования скважин, а также производство запчастей и скважинного оборудования (забойных двигателей и турбин). Согласно оценкам Douglas-Westwood, в 2007 г. совокупный объем рынка нефтегазового оборудования составил $ 608 млн. Мы ожидаем, что в 2009-2014 г. среднегодовые темпы роста составят 4.7 % и объем рынка в 2014 г. будет равен около $ 1 млрд. Столь быстрые темпы роста обусловлены высоким уровнем физического и морального износа бурового оборудования – по разным оценкам, возраст более 70 % эксплуатируемых в данный момент буровых установок превышает 10 лет, причем около 40 % установок работают уже более 15 лет (предельный срок эксплуатации). Также стоит учесть увеличение объемов буровых работ, что обусловлено интенсификацией добычи в традиционных регионах и активным освоением новых регионов. Помимо производителей буровых установок на российском рынке представлены производители прочего нефтегазового оборудования – комплексов цементирования скважин скважинного оборудования.

Прогноз рынка нефтесервисного оборудования в РФ

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Объем рынка нефтесервисного оборудования, $ млн

373 608 919 515 555 642 742 859 1 006

изменение, % 63.0 51.2 -44.0 7.8 15.7 15.7 15.6 17.2

Источники: Douglas & Westwood, оценки Аналитического департамента Банка Москвы



Проблема долговой нагрузки в отрасли На фоне ожидаемого сокращения объемов рынка нефтесервиса капитализация публичных компаний сектора в 2008 г. сократилась более чем в 10 раз. Финансовая устойчивость нефтесервисных компаний стала одним из основных опасений инвесторов. Однако стоит отметить, что из рассматриваемых компаний только у Интегры присутствует существенный уровень долговой нагрузки.

Динамика показателя чистый долг/EBITDA Интегры 2008 2009 2010 2011 Интегра 1.5 2.1 1.5 0.9

Источник: оценка Аналитического департамента Банка Москвы Согласно нашему прогнозу, денежные средства EDC и C.A.T. oil в ближайшее время будут превышать совокупный долг. Что касается Интегры, то проблема высокой долговой нагрузки до сих пор существует, однако мы полагаем, что компания решила самый главный вопрос: реструктуризацию краткосрочного долга (см. стр. 20). В дальнейшем дополнительного финансирования компании не потребуется, и Интегра будет погашать долгосрочный долг за счет своих операционных потоков. Капитальные затраты нефтяных компаний в разведку и добычу при различных сценариях цен на нефть Возможности нефтесервисных компаний получать денежные потоки и погашать долги зависят прежде всего от объема инвестиций в отрасль нефтяных компаний, которые в свою очередь планируют их исходя из цен на нефть.

Прогноз цен на нефть Urals 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Urals,$/барр 45.0 55.0 63.5 65.2 67.4 69.6 Источник: оценка Аналитического департамента Банка Москвы

Анализ чувствительности капитальных затрат нефтяных компаний в разведку и

добычу к ценам на нефть Отклонение цены Urals от прогноза

2009 2010 2011 2012 2013 2014

-20 % 14 167 14 961 17 462 17 399 17 261 17 170 -10 % 14 915 16 238 19 001 18 938 18 818 18 699

Прогноз БМ 15 680 18 189 20 570 20 504 20 400 20 254 +10 % 16 460 19 515 22 172 22 747 22 657 22 485 +20 % 17 907 20 866 24 454 24 369 24 289 24 094

Источник: оценка Аналитического департамента Банка Москвы Согласно проведенному нами анализу чувствительности, цены на нефть оказывают существенное влияние на объем рынка нефтесервиса в РФ. Мы ожидаем рост цены Urals c $ 45 в 2009 г. до $ 69.6 в 2014 г. Однако в случае негативного развития ситуации в мировой экономике и снижения цен Urals на 20 % относительно нашего прогноза потенциал роста у нефтесервисных компаний значительно снизится. По нашему мнению, в случае падения цен на нефть ниже $ 45 российские нефтяные компании будут снижать инвестиции в разведку и добычу, и в нефтесервисной отрасли произойдет спад. Анализ чувствительности целевого уровня нефтесервисных компаний к ценам на

нефть Отклонение цены Urals от прогноза БМ EDC Интегра C.A.T. Oil

-20 % 7.54 neg 4.31 -10 % 8.87 0 4.78

Прогноз БМ 10.45 0.86 5.32 +10 % 12.36 1.95 6.00 +20 % 13.99 3.04 6.57

Источник: оценка Аналитического департамента Банка Москвы Из проведенного анализа следует, что наиболее чувствительными к изменению цен на нефть являются акции Интегры.



Eurasia Drilling Company

Динамика акций

0

5

10

15

20

25

30

апр.08 июн.08 авг.08 окт.08 дек.08 фев.09 апр.09

Код Reuters EDCLЦена акции $ 6.40Капитализация млн. $ 869EV млн. $ 815Целевая цена $ 10.45Потенциал % 63%Рекомендация покупать

Основные данные

в млн. $ 2007 2008П 2009ПВыручка 1 492 2 140 1 389 EBITDA 295 398 189 Прибыль 169 233 69 EV/EBITDA 1.5 1.1 2.3 EV/S 0.3 0.2 0.3 P/E 2.9 2.1 7.1 РентабельностьПо EBITDA 19.8% 18.6% 13.6%Чистая 11.3% 10.9% 5.0%

Финансы и прогнозы

Акционеры

Доля%Александр Джапаридзе 42.5%Тодд Гремилион 0.6%Мартин Хансен 0.4%Дуг Штинемец 0.3%Прочие 56.3%

В данном обзоре мы начинаем анализ акций Eurasia Drilling Company (EDC), и даем по данным бумагам рекомендацию «покупать», поскольку наша оценка справедливой стоимости одной акции компании в $ 10.45 предполагает потенциал роста относительно рыночных котировок на уровне 63 %.

• EDC занимает лидирующие позиции среди независимых игроков в сегменте бурения в РФ. Компания, возможно, станет одним из основных консолидаторов в отрасли, вследствие устойчивой финансовой позиции. Мы полагаем, что EDC будет увеличивать свою долю на рынке бурения в РФ вследствие ухода с рынка множества небольших убыточных компаний.

• Основную ставку в своем развитии EDC делает на сегмент бурения, который, по нашим оценкам, к 2014 г. будет занимать 85 % выручки компании.

• По нашим прогнозам, рентабельность компании по EBITDA снизится до 13.6 % в 2009 г. из-за неблагоприятной конъюнктуры на рынке нефтесервиса, однако затем мы ожидаем восстановления данного показателя до 18.6 %.

• Мы считаем, что компания скорректирует свои планы по капитальным вложениям в сторону снижения, поскольку при текущей конъюнктуре рынка ей невыгодно приобретать дополнительно новые буровые установки. В итоге мы прогнозируем объемы бурения компании чуть выше текущего уровня – в среднем 4.29 млн м ежегодно.

• Мы предполагаем, что начиная с 2010 г. (после истечения долгосрочного контракта с ЛУКОЙЛом) EDC сможет оказывать весь объем услуг по рыночным ценам, что повысит рентабельность и финансовые показатели компании.

• Недавно EDC выкупила около 8 % собственных акций на рынке, что служит подтверждением уверенности менеджмента в долгосрочном росте капитализации компании.

• В настоящее время EDC имеет чистую денежную позицию, что в текущих кондициях финансовых рынков можно рассматривать как большой плюс.

• В ноябре 2007 г. EDC успешно провела IPO, разместив 21 % акций, в ходе которого инвесторы оценили компанию в $ 3.5 млрд. Часть привлеченных средств EDC направила на программу капитальных вложений, и у компании по состоянию на 30.06.2008 еще осталось $ 317 млн денежных средств и эквивалентов, позволяющих полностью погасить краткосрочный и долгосрочный долги.

• Котировки акций компании в 2008 г. снизились более чем в 7 раз в результате снижения цен на нефть и финансового кризиса.

• Компания является существенно недооцененной по мультипликаторам EV/EBITDA и EV/s на 2009-2010 гг. к зарубежным аналогам, как с развитых, так и с развивающихся рынков, что подтверждает высокую оценку компании по методу ДДП.



Справка Буровая компания Евразия (БКЕ) является крупнейшим российским независимым игроком отечественного рынка нефтесервиса. Мощности БКЕ сосредоточены в Западно-Сибирском, Уральском, Нижневолжском регионах, а также в республике Коми и Ненецком АО. Компания также представлена на рынках Узбекистана, Казахстана и шельфе Каспия через свои дочерние подразделения. Парк компании насчитывает 195 буровых установок, 88 установок по ремонту скважин, которые в свою очередь обслуживает более 220 бригад. По оценкам консалтинговой компании Douglas-Westwood, доля БКЕ на рынке нефтесервисных услуг в РФ оценивается в 8 %, а доля рынка в основном сегменте компании – бурении и ремонте скважин – оценивается в более чем 20 %. БКЕ ранее входила в состав ЛУКОЙЛа под названием «ЛУКОЙЛ-Бурение», однако в конце 2004 г. была продана всего за $ 130 млн, включая $ 60 млн долга, компании Eurasia Drilling Company Ltd. с Каймановых островов. По данным компании, на долю ЛУКОЙЛа в настоящий момент приходится более 80 % от совокупных объемов бурения, однако в дальнейшем БКЕ намерена диверсифицировать структуру портфеля за счет расширения круга клиентов. Головной компанией Группы является зарегистрированная на Каймановых островах Eurasia Drilling Company (EDC), которая контролирует российскую ООО «Буровая компания Евразия» (БКЕ) и БКЕ-Шельф. В конце 2007 г. владельцы компании приняли решение провести первичное размещение акций на Лондонской фондовой бирже (LSE). EDC разместила свои депозитарные расписки по $ 23.5 за штуку при ценовом диапазоне $ 20.8-27.2 за GDR. По итогам IPO инвесторы оценили компанию на уровне $ 3.5 млрд. Таким образом, всего в ходе IPO было размещено более 21 % акций EDC в результате увеличения уставного капитала. Основным акционером EDC является Александр Джапаридзе (его доля составляет 42.5 %). Бизнес EDC является крупнейшим российским независимым игроком отечественного рынка бурения. Бизнес компании разделен на два основных подразделения: наземные буровые услуги и морское бурение. Доля в общей выручке компании услуг по морскому бурению в настоящий момент незначительная и составляет около 2.4 %. Буровые услуги компании на суше включают обустройство разведочных и эксплуатационных скважин, в том числе вертикальное, наклонное и горизонтальное бурение, а также сопутствующие услуги. Доля услуг по бурению составляет около 88 % в совокупной выручке EDC. Порядка 11 % выручки приходится на ремонтные работы, доля которых практически не изменится к 2014 г. и составит около 13 %.

Прогноз выручки EDC по видам деятельности, $ млн

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Бурение Ремонт Прочее Источник: оценка Аналитического департамента Банка Москвы

EDC увеличила свою долю на рынке наземных буровых услуг РФ (по количеству



пробуренных метров) с 20.3 % в 2006 г. до 22.4 % в 2007 г. Всего компания пробурила 3.3 млн. м в 2007 г. (2.5 млн м в 2006 г.). Количество буровых установок у EDC в 2007 г. достигло 195 шт. (178 шт. в 2006 г.) В 2008 г. компания привлекла много новых заказчиков. Так, например, заключен крупный контракт с Роснефтью, доля которой в общей выручке EDC выросла до 8 %. Недавно компания заключила 3-летний контракт с подразделением Total, работающим в Тимано-Печоре, на предоставление услуг по бурению начиная с 2009 г. для Харьягинского проекта. Однако доля ЛУКОЙЛа еще долгое время будет оставаться существенной (по нашим прогнозам, не менее 52 % к 2014 г.), соответственно, финансовые показатели EDC в ближайшее время будет зависеть от наличия контрактов крупного заказчика.

Доля клиентов EDC (по количеству пробуренных метров) на конец 2007 г.

ЛУКОЙЛ76%

Газпром нефть15%

Роснефть8%

Прочие1%

Источники: данные компании, оценки Аналитического департамента Банка Москвы

Компания ведет свою деятельность в нескольких регионах и имеет филиалы, расположенные в России и СНГ. Крупнейшим филиалом БКЕ является Западно-Сибирский (доля в общем объеме бурения компании составляет около 86 %), ведущий работы по строительству скважин на месторождениях Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Пермский филиал ведет строительство и ремонт скважин на месторождениях Прикамья, на многих из которых добыча традиционными способами невозможна. Усинский филиал БКЕ осуществляет работы по бурению разведочных и эксплуатационных скважин в Республике Коми на Усинском, Возейском, Харьягинском и Торавейском месторождениях. С 1 апреля 2008 г. филиал стал осуществлять строительство и капитальный ремонт скважин в Ненецком АО. Нижневолжский филиал ведет работу на месторождениях, имеющих сложное геологическое строение, многочисленные осложнения при бурении скважин, низкий градиент пластового давления продуктивных горизонтов, а также повышенные требования к экологической безопасности. Филиал по ремонту скважин БКЕ был образован в октябре 2007 г. на базе активов, приобретенных у компании Schlumberger Logelco Inc. Основными видами деятельности филиала являются: текущий и капитальный ремонт скважин, реконструкция скважин методом бурения боковых стволов, повышение нефтеотдачи пластов. В 2008 г. БКЕ начала работать в Восточной Сибири на Ванкорском месторождении после победы в объявленном компанией «Роснефть» тендере по выбору подрядных организаций на оказание услуг по строительству эксплуатационных скважин для ее дочернего предприятия – ЗАО «Ванкорнефть». БКЕ начала работать в Казахстане в декабре 2007 г., создав подразделение ТОО «БКЕ Казахстан Бурение», после победы в тендере на бурение скважин для компании «Казахойл Актобе» на месторождении Алибекмола. В 2007 г. компания учредила российское подразделение ООО «БКЕ Шельф» для оказания услуг по морскому бурению. В дальнейшем EDC планирует передать данной компании все операции, проводимые EDC Shelf Limited. Основным фактором, ограничивающим рост выручки и прибыли EDC, является соглашение с ЛУКОЙЛом, согласно которому компания обязана предоставить услуги по бурению в размере 6.5 млн м (включая 5.84 млн м эксплуатационного бурения и 0.66 млн м разведочного бурения) в течение 5 лет начиная с 1 января 2005 г. по 31 декабря 2009 г. Общая сумма контракта составляет $ 2.6 млрд и определяется на основе цен, по которым



компания планировала предоставлять услуги ЛУКОЙЛу в 2005 г. Данные цены корректируются в соответствии с формулой в соглашении с ЛУКОЙЛом. Следует отметить, что средняя стоимость оказанных услуг по контракту с ЛУКОЙЛом заметно ниже рыночных. Мы предполагаем, что начиная с 2010 г., после окончания соглашения с ЛУКОЙЛом, согласно которому EDC предоставляет часть услуг по бурению по ценам ниже рыночных, компания сможет оказывать весь объем услуг по рыночным ценам. Планы развития Согласно планам менеджмента, компания будет приобретать около 10-12 новых буровых установок в течение ближайших 3-5 лет. По нашему мнению, с учетом текущей конъюнктуры рынка, данные планы являются слишком оптимистичными. Компании в ближайшее время не выгодно будет приобретать дополнительно буровые установки из-за достаточно слабого роста рынка. Следует отметить высокий уровень износа буровых установок у компании. По нашим оценкам, в результате полного износа у EDC будет выбывать по 4 установки ежегодно начиная с 2010 г. Мы считаем, что в дальнейшем компания существенно сократит свою инвестиционную программу, и инвестиции будут направлены в основном на поддержание текущего количества установок и объемов бурения. По нашим оценкам, капитальные затраты EDC в 2008-2014 гг. будут составлять в среднем около $ 145 млн. Уровень инвестиций ожидается в 2008 г. в объеме $ 202 млн, затем он снизится до $ 135 млн.

Прогноз капитальных вложений EDC, $ млн

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

275

300

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Капитальные затраты на поддержание мощностейПриобретение новых буровых установок

Источники: данные компании, оценки Аналитического департамента Банка Москвы

Компания диверсифицирует свою клиентскую базу. Доля крупнейшего заказчика ЛУКОЙЛа уменьшилась с 82 % в 2006 г. до 76 % в 2007 г. EDC планирует расширять свою деятельность в Казахстане, Узбекистане и Туркменистане, а также намерена увеличить долю сегмента морского бурения. По нашему мнению, данные направления деятельности достаточно перспективны, однако из-за спада на рынке нефтесервиса маловероятно, что в ближайшие годы их доля в общей выручке компании существенно изменится. Компания делает ставку на органический рост, а также на приобретение компаний, связанных со строительством скважин. Однако EDC не планирует приобретать геофизические предприятия, среди которых очень высока конкуренция, и не собирается заниматься гидроразрывом пласта, поскольку считает, что период резкой интенсификации добычи миновал, и спрос на эти услуги не будет расти так быстро, как раньше.



SWOT-анализ Сильные стороны • Компания является крупнейшим

независимым буровым подрядчиком в России.

• Обеспеченность заказами со стороны ЛУКОЙЛа.

• Опытная команда менеджмента и высококвалифицированные кадры.

Слабые стороны • Большинство наземных буровых

установок являются устаревшими и требуют существенных расходов на модернизацию.

• Компания не способна значительно увеличить закупки новых буровых установок и модернизировать большое количество существующих.

Возможности • Увеличение доли рынка путем

приобретения других компаний. • Экспансия в быстрорастущие регионы

России и стран СНГ (проект на Каспийском море).

• Увеличение доли сервисных услуг, таких как капитальный ремонт скважин, и операций по увеличению дебита скважин, что обеспечит стабильность выручки компании в случае снижения спроса на услуги бурения.

• Увеличение доли сегментов с высокой маржей, таких как горизонтальное бурение и работы по зарезке наклонного ствола скважины.

Угрозы • Дальнейшее снижение цен на нефть и

газ может привести к еще большему сокращению капитальных затрат нефтегазовых компаний и таким образом уменьшить спрос на услуги нефтесервиса.

• Риск обесценения рубля по отношению к доллару, что приведет к снижению выручки компании, которая выражена в долларах.




Модель DCF

Прогноз денежного потокав млн. $ 2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 ПВыручка 677 1 088 1 492 2 140 1 389 1 935 2 045 2 117 2 206 2 300Темп роста (%) 61% 37% 43% -35% 39% 6% 4% 4% 4%EBITDA 80 172 295 398 189 345 371 388 410 432Рентабельность (%) 11.8% 15.8% 19.8% 18.6% 13.6% 17.8% 18.1% 18.3% 18.6% 18.8%EBIT 65 148 255 334 116 274 300 320 345 371Рентабельность (%) 10% 14% 17% 16% 8% 14% 15% 15% 16% 16%-Налоги на прибыль 17 33 61 73 17 49 55 59 65 71NOPAT 48 115 194 260 99 225 245 261 280 300+ Амортизация 15 24 40 65 72 71 72 68 65 61- Капвложения -38 -96 -273 -202 -135 -160 -129 -130 -128 -126(Увеличение)/Уменьшение об. капитала -61 -91 -77 -64 62 -94 -6 1 -1 -1Чистый денежный поток -36 -48 -116 59 99 42 181 200 215 234

Основные предположения Оценка DCFWACC 16.7% Дисконтированный денежный поток 617Конечный темп рост а 2.0% Конечная стоимость 1 621Ставка налогообложения 20% Приведенная конечная ст оимость 748

Стоимость денежных потоков 1 365Текущий чистый долг (наличность) -54

Рассчет WACC Чист ая стоимость компании 1 419Безрисковая ставка: 8.4% Количество акций (млн.) 136Средняя доходность UST10 за 5 лет 4.4% Цель на конец 2009 г., $ 10.45Спрэд Россия 30 за 12 мес. , б.п. 400Риск рынка акций 4.9%Специфический риск эмитента 0.5% Анализ чувствительностиЦелевой уровень D/(E+D) 14.4%Бэта 1.50 15.2% 15.7% 16.2% 16.7% 17.2% 17.7% 18.2%Бэта с учетом долга 1.70 3.5% 12.59 12.07 11.60 11.2 10.76 10.38 10.03Безрисковая ставка 8.4% 3.0% 12.25 11.77 11.32 10.9 10.52 10.17 9.83Стоимость капитала 17.5% 2.5% 11.93 11.48 11.06 10.7 10.30 9.97 9.65Стоимость долга 15.0% 2.0% 11.6 11.2 10.8 10.4 10.1 9.8 9.5Ставка налога на прибыль 20.0% 1.5% 11.38 10.97 10.59 10.2 9.91 9.60 9.31Стоимость долга после налогов 12.0% 1.0% 11.13 10.74 10.38 10.0 9.73 9.44 9.16WACC 16.7% 0.5% 10.89 10.53 10.19 9.9 9.56 9.28 9.02

Специфический риск эмитента Расчет бэта0.5% Средний оборот, $ '000 Бэта

больше 50 000 1.00Отношения с государством 0.5% больше 10 000 1.25Корпоративное управление 0.0% больше 1000 1.50Конфликт акционеров 0.0% больше 200 1.75Налоговые угрозы 0.0% меньше 100 2.00Финансовая устойчивост ь 0.0% 0 / непубличный бизнес 3.00

Ставка дисконтирования (WACC)

Коне

чный темп

рос

та (%

)



Отчетность EDC по US GAAP и прогнозы

Отчет о прибылях и убытках2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П

Выручка 677 1 088 1 492 2 140 1 389 1 935 2 045 2 117 2 206 2 300 Операционные расходы 597 916 1 197 1 742 1 201 1 590 1 674 1 729 1 797 1 868 Амортизация 15 24 40 65 72 71 72 68 65 61 Операционная прибыль 65 148 255 334 116 274 300 320 345 371 EBITDA 80 172 295 398 189 345 371 388 410 432 Чистые процентные расходы 15 18 25 28 30 28 27 23 20 18 Прочие расходы (доходы) 1- 6 0 - - - - - - - Прибыль до налогов 51 124 229 306 87 245 273 297 325 353 Налоги на прибыль 17 33 61 73 17 49 55 59 65 71 Доля миноритариев - - - - - - - - - - Чистая прибыль 34 91 169 233 69 196 218 238 260 283

Баланс2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П

Денежные средства и эквиваленты 232 29 343 371 456 474 599 732 867 1 003 Дебиторская задолженность 90 151 231 303 217 297 309 314 322 331 Запасы 91 141 208 288 206 282 293 298 306 314 Прочие оборотные активы 29 41 63 70 77 84 93 102 112 124 Основные средства 103 238 497 598 636 696 730 768 808 851 Прочие внеоборотные активы 30 29 17 19 21 23 26 28 31 34 Итого активы 365 629 1 360 1 649 1 611 1 855 2 049 2 244 2 447 2 656 Кредиторская задолженность 120 141 210 298 191 253 270 282 297 313 Краткосрочный долг 53 78 119 132 131 129 121 115 110 106 Прочие краткосрочные обязательства 37 36 2 10 18 30 39 48 55 Долгосрочный долг 92 200 165 185 184 181 166 153 142 132 Прочие долгосрочные обязательства 12 7 0 2 4 6 8 10 11 Капитал и резервы 64 162 822 1 031 1 094 1 270 1 456 1 646 1 841 2 038 Итого пассивы 365 629 1 360 1 649 1 611 1 855 2 049 2 244 2 447 2 656

Отчет о движении денежных средств2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П

Операционная прибыль 65 148 255 334 116 274 300 320 345 371 Налоги на прибыль 17 33 61 73 17 49 55 59 65 71 Амортизация 15 24 40 65 72 71 72 68 65 61 Изменение оборотного капитала 44- 89- 106- 64- 62 94- 6- 1 1- 1- Денежные потоки от операций 19 50 128 260 233 202 311 330 344 361 Капиталовложения 38- 96- 273- 202- 135- 160- 129- 130- 128- 126- Прочие доходы (инвестиции) 18 36- 14 - - - - - - - Денежные потоки от инвестиций 20- 132- 260- 202- 135- 160- 129- 130- 128- 126- Свободные денежные потоки 1- 82- 131- 59 99 42 181 200 215 234 Изменение долга 18 94 455 33 3- 4- 23- 19- 16- 14- Дивиденды - 4 10 23 7 20 33 48 65 85 Чистые денежные потоки 17 8 314 28 85 18 125 133 134 136



Интегра

Динамика акций

0

2

4

6

8

10

12

14


Код Reuters INTEЦена акции $ 1.62Капитализация млн. $ 232EV млн. $ 609Целевая цена $ 0.79Потенциал % -51%Рекомендация продавать


в млн. $ 2007 2008П 2009ПВыручка 1 177 1 478 866 EBITDA 176 138 103 Прибыль - 46 - 277 - 111 EV/EBITDA 3.5 4.4 5.9 EV/S 0.5 0.4 0.7 P/E neg neg neg РентабельностьПо EBITDA 15.0% 9.3% 11.9%Чистая -3.9% -18.7% -12.8%


Акционеры

Доля%

Институциональные акционеры 74.0%Менеджмент 26.0%

В данном обзоре мы возобновляем анализ акций Интегры и даем по данным бумагам рекомендацию «продавать», поскольку наша оценка справедливой стоимости одной акции компании в $ 0.79 ниже текущих рыночных котировок на уровне 51 %.

• Основной проблемой Интегры в конце 2008 г. был высокий уровень краткосрочной задолженности. Однако компания недавно сумела привлечь долгосрочный кредит от ЕБРР в размере $ 250 млн, что позволило ей полностью реструктуризировать краткосрочную задолженность. Тем не менее, мы консервативно подходим к оценке Интегры, применив самую высокую ставку WACC (равную 19.2 %), так как отношение долга к собственному капиталу остается самым высоким среди рассматриваемых компаний.

• По нашим прогнозам, рентабельность компании по EBITDA в 2009 г. снизится до 11.9 % из-за неблагоприятных условий на рынке нефтесервиса, однако затем мы ожидаем восстановления данного показателя до 13.7 %.

• Преимуществом бизнеса Интегры является его диверсификация, компания занимает лидирующие позиции сразу в нескольких сегментах нефтесервисного рынка. Интегра оперирует в наиболее благоприятном сегменте рынка нефтесервиса по соотношению «цена/качество» по сравнению с сегментами мелких сервисных компаний с низким уровнем дешевых услуг и зарубежных компаний с единичными высокотехнологичными и дорогими услугами. Мы полагаем, что компания увеличит свою долю на нефтесервисном рынке вследствие ухода с него множества небольших убыточных компаний. Однако, несмотря на все вышеперечисленное, стоит отметить, что, по нашим прогнозам, бизнес Интегры в 2009-2010 гг. будет убыточным, и только в 2011 г. компания покажет прибыль.

• Компания уже объявила о значительном сокращении капитальных вложений (в ближайшее время она не собирается приобретать новые буровые установки), что позитивно скажется на ее свободных денежных потоках.

• Котировки акций компании в 2008 г. снизились в 17 раз в результате снижения цен на нефть и недоверия инвесторов относительно способности компании погасить свои долги.

• В настоящий момент акции Интегры являются недооцененными по мультипликаторам EV/EBITDA и EV/S на 2009-2010 гг. к зарубежным аналогам, однако переоцененными по мультипликатору P/E.



Справка Группа компаний «Интегра» является ведущей независимой диверсифицированной нефтесервисной компанией. Бизнес компании можно разбить на 3 основных сегмента: бурение, капитальный ремонт скважин, сейсмика и геофизика, а также производство нефтегазового оборудования и инструмента. Интегра была создана в марте 2004 г., а активное развитие Группы началось в 2005 г., и в последующие 2 года компания провела более 17 сделок по слиянию и поглощению, в результате которых кардинально увеличила размеры бизнеса. На сегодняшний день в состав компании входят более 40 нефтесервисных и производственных подразделений. Годовой оборот Интегры в 2007 г. составил $ 1 177 млн, в 2008 г. ожидается на уровне $ 1 478 млн. Интегра присутствует во всех традиционных нефтяных регионах России и работает на крупнейшие российские и международные нефтегазовые компании, а также на множество независимых компаний по добыче нефти. По нашим оценкам, доля Интегры на рынке бурения в настоящий момент составляет около 3.5 %, геологоразведки – 15 %, производства бурового оборудования – 32 %. Компания представлена во всех крупных нефтедобывающих регионах – Западной Сибири, Поволжье, Тимано-Печоре и Восточной Сибири. Основными клиентами Интегры в сегменте бурения и ремонта являются ТНК-ВР (19 %), Роснефть (14 %) и ЛУКОЙЛ (11 %), в сегменте геофизики – Газпром нефть (21 %) и ТНК-ВР (19 %). Покупателями бурового оборудования и инструмента в основном выступают Газпром, Роснефть и ТНК-ВР. Основу бизнеса компании на данный момент составляет сегмент буровых услуг и технических сервисов, на долю которого приходится более половины выручки Интегры. Несмотря на текущую небольшую долю на российском рынке, компания рассчитывает на быстрый рост бизнеса. По оценкам Douglas-Westwood, в течение ближайших 5 лет доля рынка, принадлежащая входящим в состав ВИНК сервисным компаниям, сократится с 50 до 30 %. Еще около четверти доходов Интегре приносит сегмент геофизических услуг – в основном 2-D и 3-D сейсморазведка и интерпретация данных. Перспективы данного сегмента представляются нам весьма позитивными, поскольку в ближайшие годы можно ожидать значительного увеличения объемов геологоразведочных работ по причине истощения основных месторождений в Западной Сибири и выхода нефтяных компаний в новые регионы, в особенности в Восточную Сибирь и Тимано-Печору. Оставшуюся часть выручки генерирует сегмент тяжелого машиностроения, основу которого составляет предприятие «Уралмаш – буровое оборудование». В настоящее время более 70 % парка буровых установок находятся в эксплуатации свыше 15 лет, что является предельным сроком их эффективного использования. В данной связи можно ожидать, что в ближайшие годы нефтегазовая отрасль предъявит спрос на новые и модернизированные установки. Несмотря на то что в связи с финансовым кризисом потенциал роста рынка отдалился, с 2011 г. мы ожидаем достаточно высоких темпов роста (около 15 %). Темпы роста данного сегмента могли бы быть еще выше, если бы не конкуренция со стороны китайских производителей. С учетом того, что доля Интегры на рынке буровых установок превышает 30 %, можно рассчитывать, что компания получит наибольшую выгоду от роста данного сегмента рынка.



Бизнес На сегодняшний день в состав компании входят более 40 нефтесервисных и производственных подразделений. Годовой оборот Интегры в 2008 г. ожидается в размере $ 1 478 млн, а портфель заказов Группы по состоянию на январь 2009 г. оценивается в $ 600 млн. Однако мы считаем, что оценка на январь не является представительной и выручка компании в 2009 г. будет выше: $ 866 млн. Интегра присутствует во всех традиционных нефтяных регионах России и работает на все основные российские и международные нефтегазовые компании, а также на 30 независимых компаний по добыче нефти. По оценкам Интегры, ее доля на рынке нефтесервисных услуг (бурение и ремонт скважин) в настоящий момент составляет около 7 %, геологоразведки – 20 %, производства бурового оборудования – 53 %. Буровые и ремонтные услуги Основу бизнеса Интегры на данный момент (около 51 % совокупной выручки) составляет сегмент буровых, ремонтных и технологических услуг. В структуру сегмента буровых и ремонтных услуг входит большое число подразделений, общая численность персонала превышает 8 тыс. человек. Крупнейшие составляющие сегмента – Интегра-Бурение и Смит Евразия. Основные операции сегмента сосредоточены в Западной Сибири – на регион приходится свыше 70 % буровых работ и подавляющая доля работ по ремонту скважин. Помимо непосредственно буровых и ремонтных услуг Интегра активно развивает сегмент интегрированного управления проектами (IPM). Суть IPM сводится к предоставлению услуг по комплексному управлению месторождениями или по оптимизации работ, которые выполняются на месторождении сторонними организациями. Интегра продолжает увеличивать свою долю на рынке, в 2008 г. году компания приобрела 100 % УК в ЗАО «Нижневартовский КРС» и ООО «Сибирь Транс Сервис» за $ 54.3 млн. Приобретенные компании оказывают ремонтные и транспортные услуги в Ханты-Мансийском округе. Следует отметить, что стоимость услуг по бурению Интегры исторически выше, чем у других нефтесервисных компаний, так как компания выборочно участвует в только в наиболее рентабельных для нее проектах, однако это сказывается на величине удельного показателя бурения на установку компании, который, соответственно, намного ниже среднего по отрасли. Геологоразведка На долю сегмента геологоразведки и геофизики приходится около 22 % бизнеса Интегры в терминах выручки. Компания начала работу в сегменте геофизики весной 2005 г. после приобретения Российской геофизической компании, а услуги сейсморазведки Интегра стала предоставлять в декабре 2005 г. после получения контроля над Тюменнефтегеофизикой. Фактически за год Интегре удалось занять существенную долю рынка геологоразведки и сейсмики за счет органического роста и новых приобретений – по оценкам Douglas-Westwood, доля компании в 2006 г. составила 15.9 %. Мы полагаем, что в дальнейшем расширение рыночной доли Интегры в сегменте продолжится. Нефтегазовое оборудование Сегмент нефтегазового оборудования Интегры представлен двумя основными подразделениями – предприятием Уралмаш-БО (строительство и ремонт буровых установок, буровой инструмент) и заводом Стромнефтемаш (производство комплексов для цементирования скважин). По оценке компании, сегмент занимает свыше двух третей рынка тяжелых буровых установок и забойных двигателей и цементных комплексов. На трех основных клиентов (Газпром, Роснефть и НОВАТЭК) по итогам 2008 г. приходится около 76 % выручки сегмента.



Структура выручки Интегры

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Технологические сервисы Бурение

Ремонт Геофизика

Машиностроение Источник: оценка Аналитического департамента Банка Москвы

Планы развития Согласно планам менеджмента, компания в ближайшее время не собирается приобретать новые буровые установки. По нашим оценкам, капитальные затраты Интегры в 2009-2014 гг. будут составлять в среднем около $ 67 млн (из них около $ 48 млн ежегодно придется на поддержание буровых установок и оборудование). Судя по всему, максимальный уровень инвестиций был в 2007 г. в объеме $ 181 млн.

Прогноз капитальных вложений Интегры, $ млн

0

25

50

75

100

125

150

175

200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Капитальные затраты на поддержание мощностейПриобретение оборудования

Источники: данные компании, оценки Аналитического департамента Банка Москвы Интегра и ТНК-ВР подписали соглашение на 2008-2010 гг. совокупной стоимостью в $ 150 млн, предусматривающее взаимодействие в сфере строительства скважин методом зарезки боковых стволов на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа, а также на Верхнечонском месторождении. В течение этого периода Интегра произведет работы по бурению 129 эксплуатационных скважин и зарезке 63 боковых стволов. Общий объем проходки составит 490 тыс. м.



Погашение кредитов Основным моментом, определяющим низкую оценку акций Интегры являлась долговая нагрузка компании (общий долг Интегры на 30.09.2008 составлял $ 530.5 млн, причем краткосрочный долг составлял около $ 400 млн) Однако проблему погашения кредитов компании удалось решить. В феврале Интегра подписала соглашение о финансировании в размере $ 250 млн с Европейским банком реконструкции и развития и группой коммерческих банков. После выборки кредита и рефинансировании текущей краткосрочной задолженности у компании останутся только долгосрочные обязательства в размере $ 86.7 млн (не считая долга ЕБРР). Мы полагаем, что Интегра в дальнейшем способна погасить существующие кредиты за счет операционного денежного потока, что должно изменить в положительную сторону оценку компании инвесторами. SWOT-анализ Сильные стороны • Компания является одним из

крупнейших игроков на рынке нефтесервиса в России.


• Диверсифицированный бизнес и клиентская база.

Слабые стороны • Существенное сокращение капитальных

вложений в 2009 г. ограничит темпы роста доли компании на рынке нефтесервиса.

• Высокая долговая нагрузка.

Возможности • Увеличение доли рынка благодаря

уходу с рынка нефтесервиса множества небольших убыточных компаний.

• Участие в тендерах российских и международных нефтегазовых компаний.

• Экспансия в быстрорастущие регионы России и страны СНГ.

Угрозы • Существенное снижение цен на нефть и

газ может снизить общую сумму капитальных затрат нефтяной отрасли и таким образом уменьшить спрос на услуги компании.

• Риск обесценения рубля по отношению к доллару (выручка и расходы компании выражены в рублях, а валютой отчетности компании является доллар).



Модель DCF

Прогноз денежного потокав млн. $ 2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 ПВыручка 98 547 1 177 1 478 866 992 1 148 1 314 1 509 1 735Темп роста (%) 458% 115% 26% -41% 15% 16% 14% 15% 15%EBITDA 23 79 176 138 103 125 154 187 207 229Рентабельность (%) 23.9% 14.5% 15.0% 9.3% 11.9% 12.6% 13.4% 14.3% 13.7% 13.2%EBIT 13 12 22 -69 -61 14 74 124 154 183Рентабельность (%) 13% 2% 2% -5% -7% 1% 6% 9% 10% 11%-Налоги на прибыль -3 22 28 15 0 0 0 0 26 32NOPAT 16 -10 -6 -84 -61 14 74 124 129 151+ Амортизация 10 67 154 207 164 110 81 64 53 46- Капвложения -16 -162 -181 -170 -50 -57 -64 -72 -82 -69(Увеличение)/Уменьшение об. капитала -21 -19 -216 -46 64 -44 -45 -41 -40 -42Чистый денежный поток -11 -124 -250 -93 117 24 45 73 60 86

Основные предположения Оценка DCFWACC 19.2% Дисконтированный денежный пот ок 278Конечный темп роста 2.0% Конечная ст оимость 510Ставка налогообложения 20% Приведенная конечная стоимость 212

Стоимость денежных потоков 489Текущий чистый долг (наличность) 377

Рассчет WACC Чистая стоимость компании 113Безрисковая ставка: 8.4% Количество акций (млн.) 143Средняя доходность UST10 за 5 лет 4.4% Цель на конец 2009 г., $ 0.79Спрэд Россия 30 за 12 мес. , б.п. 400Риск рынка акций 4.9%Специфический риск эмитента 1.0% Анализ чувствительностиЦелевой уровень D/(E+D) 34.8%Бэта 1.75 17.7% 18.2% 18.7% 19.2% 19.7% 20.2% 20.7%Бэта с учет ом долга 2.50 3.5% 1.29 1.17 1.06 1.0 0.85 0.76 0.67Безрисковая ставка 8.4% 3.0% 1.22 1.10 0.99 0.9 0.80 0.71 0.63Стоимость капитала 23.1% 2.5% 1.15 1.04 0.93 0.8 0.75 0.66 0.58Стоимость долга 15.0% 2.0% 1.1 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5Ставка налога на прибыль 20.0% 1.5% 1.02 0.92 0.83 0.7 0.65 0.58 0.50Стоимость долга после налогов 12.0% 1.0% 0.96 0.87 0.78 0.7 0.61 0.54 0.46WACC 19.2% 0.5% 0.91 0.82 0.73 0.6 0.57 0.50 0.43


больше 50 000 1.00Отношения с государством 0.5% больше 10 000 1.25Корпоративное управление 0.0% больше 1000 1.50Конфликт акционеров 0.0% больше 200 1.75Налоговые угрозы 0.0% меньше 100 2.00Финансовая устойчивость 0.5% 0 / непубличный бизнес 3.00


Коне

чный темп

рос

та (%

)



Отчетность Интегры по МСФО и прогнозы

Отчет о прибылях и убытках

2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П 2015 ПВыручка 98 547 1 177 1 478 866 992 1 148 1 314 1 509 1 735 1 953 Операционные расходы 85 534 1 155 1 340 763 868 994 1 127 1 302 1 506 1 694 Амортизация 10 67 154 207 164 110 81 64 53 46 38 Операционная прибыль 13 12 22 69- 61- 14 74 124 154 183 221 EBITDA 23 79 176 138 103 125 154 187 207 229 260 Чистые процентные расходы 8 47 49 49 58 42 40 31 26 22 18 Прочие расходы (доходы) 1- 14- 4- 143 - - - - - - - Прибыль до налогов 6 20- 23- 262- 119- 28- 34 93 128 161 203 Налоги на прибыль 3- 22 28 15 - - - - 26 32 41 Доля миноритариев 0.5 1.7- 5.1- 8- 2- 7 19 26 33 42 Чистая прибыль 4 40- 46- 277- 111- 26- 27 74 76 96 121

Баланс2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П 2015 П

Денежные средства и эквиваленты 21 88 102 29 78 77 80 112 130 171 236 Дебиторская задолженность 58 236 405 521 336 379 431 486 549 622 689 Запасы 27 100 177 222 143 161 184 207 234 265 293 Прочие оборотные активы - 0 8 - - - - - - - - Основные средства 139 425 562 491 367 302 272 267 279 287 299 Прочие внеоборотные активы 51 392 461 438 394 355 319 287 259 233 209 Итого активы 297 1 240 1 715 1 702 1 318 1 274 1 287 1 358 1 450 1 577 1 726 Кредиторская задолженность 64 296 325 441 240 257 287 323 374 435 493 Краткосрочный долг 12 340 203 276 6 6 6 6 6 6 6 Прочие краткосрочные обязательства - - - - - - - - Долгосрочный долг 115 246 210 130 333 308 268 237 211 190 171 Прочие долгосрочные обязательства 81 84 224 220 210 208 212 219 234 258 Капитал и резервы 58 198 822 630 519 493 517 580 641 713 797 Итого пассивы 297 1 240 1 715 1 702 1 318 1 274 1 287 1 358 1 450 1 577 1 726

Отчет о движении денежных средств2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П 2015 П

Операционная прибыль 13 12 22 69- 61- 14 74 124 154 183 221 Налоги на прибыль 3- 22 28 15 - - - - 26 32 41 Амортизация 10 67 154 207 164 110 81 64 53 46 38 Изменение оборотного капитала 21- 19- 148- 46- 64 44- 45- 41- 40- 42- 38- Денежные потоки от операций 7 5- 1- 77 167 81 109 146 142 155 181 Капиталовложения 16- 162- 181- 170- 50- 57- 64- 72- 82- 69- 62- Прочие доходы (инвестиции) 100- 211- 153- - - - - - - - - Денежные потоки от инвестиций 116- 373- 334- 170- 50- 57- 64- 72- 82- 69- 62- Свободные денежные потоки 109- 378- 335- 93- 117 24 45 73 60 86 119 Изменение долга 144 475 347 7- 68- 25- 40- 31- 26- 22- 18- Дивиденды - - - 28- - - 3 11 15 24 36 Чистые денежные потоки 35 97 12 73- 49 1- 3 31 19 41 65



C.A.T. oil Динамика акций

02468

1012141618


Код Reuters O2CЦена акции $ 3.40Капитализация млн. $ 166EV млн. $ 165Целевая цена $ 5.32Потенциал % 57%Рекомендация покупать


в млн. $ 2007 2008П 2009ПВыручка 307 409 286 EBITDA 69 79 46 Прибыль 31 35 8 EV/EBITDA 1.9 1.7 2.9 EV/S 0.4 0.3 0.5 P/E 4.1 3.6 16.4 РентабельностьПо EBITDA 22.3% 19.3% 16.0%Чистая 10.2% 8.7% 2.8%


Акционеры

Доля%CAT Holding (Cyprus) Ltd. 60.0%Templeton 7.8%Прочие 32.2%

В данном обзоре мы начинаем анализ акций компании C.A.T. oil и даем по данной бумаге рекомендацию «покупать», поскольку наша оценка справедливой стоимости одной акции компании в $ 5.32 предполагает потенциал роста относительно рыночных котировок на уровне 57 %.

• C.A.T. oil занимает нишевую позицию в сегменте ГРП, предоставляя высокотехнологичные услуги на рынке нефтесервиса. Мы полагаем, что C.A.T. oil будет увеличивать свою долю на нефтесервисном рынке вследствие ухода с рынка множества небольших убыточных компаний. Однако данный процесс будет происходить меньшими темпами, чем у EDC и Интегры, вследствие относительно небольшого размера бизнеса C.A.T. oil.

• По нашему мнению, основной вклад в увеличение выручки компании внесут быстрорастущие услуги компании по наклонному бурению – данный сегмент, по нашим оценкам, к 2014 г. будет занимать 24 % выручки. На наш взгляд, несмотря на снижение выручки компании и рентабельности в 2009 г., быстрорастущий сегмент компании услуг по наклонному бурению будет способствовать восстановлению финансовых показателей к 2011 г. и дальнейшему их росту. В целом мы считаем, что расширение новых высокомаржинальных видов услуг компании компенсирует снижение спроса на рынке гидроразрыва пласта.

• По нашим прогнозам, рентабельность компании по EBITDA снизится до 16 % в 2009 г. из-за неблагоприятных условий на рынке нефтесервиса, однако затем мы ожидаем восстановления данного показателя до 22.2 %. Стоит отметить, что рентабельность C.A.T. oil по EBITDA в настоящий момент самая высокая среди рассматриваемых компаний.

• Позитивным моментом является практически полное отсутствие долговой нагрузки у компании.

• Негативным моментом является вероятное снижение цен и объемов услуг компании в 2009 г. в условиях спада на нефтесервисном рынке.

• По нашим оценкам, капитальные затраты C.A.T. oil в 2009 г. значительно сократятся (почти в 2 раза) по сравнению с 2008 г. и в дальнейшем будут направлены в основном на поддержание текущих мощностей.

• Котировки акций компании в 2008 г. снизились более чем в 8 раз в результате падения цен на нефть и финансового кризиса.

• Компания недооценена по мультипликаторам EV/EBITDA и EV/S на 2009-2010 гг. к зарубежным аналогам, как с развитых, так и с развивающихся рынков, что подтверждает высокую оценку компании по методу ДДП.



Справка C.A.T. oil Group является одним из крупнейших игроков нефтесервисного рынка в сегментах высокотехнологичных операций России и Казахстана. Структурой Группы предусмотрена головная компания C.A.T. oil AG, зарегистрированная в Австрии и контролирующая две российские дочерние структуры – «КАТКонефть» и «Катобьнефть», которые непосредственно предоставляют услуги нефтяным и газовым компаниям. Группа C.A.T. oil предлагает широкий спектр нефтесервисных услуг, среди которых можно выделить операции по гидроразрыву пласта, наклонному бурению, ремонту скважин и георфизический сервис. Клиентами Группы являются крупнейшие российские нефтяные компании – ТНК-ВР, ЛУКОЙЛ и Роснефть, на долю которых приходится около 75 % совокупного дохода Группы. Также крупным заказчиками выступают казахская Kazmunaygaz и Газпром. С момента первичного размещения акций, которое состоялось в 2006 г., основным бизнесом C.A.T. oil было предоставление услуг по гидроразрыву пласта, которые описывали более 80 % дохода. После проведения IPO Группа сосредоточилась на развитии нового направления – наклонного бурения. Также в 2007 г. C.A.T. oil запустила новое для себя направление геофизических услуг (2D/3D сейсмика) сформировав новое подразделение C.A.T. oil Geodata. Бизнес C.A.T. oil является одним из лидеров в нефтесервисной отрасли в России и СНГ. Компания специализируется на услугах, которые увеличивают производительность новых, а также существующих нефтяных и газовых формирований. C.A.T. oil была одной из первых среди западных компаний, которые начали сотрудничать с нефтегазовой промышленностью России и СНГ после распада Советского Союза. Сильные связи компании с ключевыми клиентами в нефтегазовой области поддерживаются в течение многих лет и дают компании уникальные конкурентные преимущества. Для расширения сегмента наклонного бурения севернее традиционного присутствия компании в Западной Сибири было создано новое подразделение – CAToil-Drilling. Значительным событием в развитии компании стала экспансия в Волго-Уральский регион вследствие приобретения 100% ной доли в нефтесервисной компании ООО «Фил-ОрАм» у ТНК-BP. У компании имеется диверсифицированная клиентская база, включающая почти всех основных российских и казахских нефтегазовых компаний, таких как ЛУКОЙЛ, Роснефть, ТНК-BP, Газпром, а так же много независимых компаний. Компания работает на месторождениях РуссНефти в европейской части России и Западной Сибири, а также договорилась о партнерстве с дочерним предприятием Газпрома ООО «Бургаз».

Доля клиентов в выручке CAToil за 2007 год

ТНК-BP34%

Роснефть28%

Русснефть1%

Газпром6%

Казмунайгаз12%

ЛУКОЙЛ14%

Прочие5%

Источник: данные компании

Годовой оборот CAToil в 2007 г. составил $ 307 млн. Основу бизнеса компании на данный момент составляет сегмент технологических услуг (около 90 % в совокупной выручке). В данном сегменте основными видами деятельности компании являются услуги по гидроразрыву пласта, цементированию скважин, а также операции по наклонному бурению.



Компания занимается также колтюбингом, который представляет собой систему контроля и управления процессом бурения на гибких трубах.

Структура рынка ГРП в РФ

Schlumberger27%

C.A.T. oil27%

Trican19%

Haliburton12%

BJ12%

Calfrac3%


Флот ГРП компании постоянно растет и в настоящий момент насчитывает 15 установок.

Структура рынка наклонного бурения в РФ

Schlumberger37%

C.A.T. oil16%

Megion Service3%Integra

8%

OTO16%

Pioneer7%

KGNP5%

Eurasia8%


Количество установок для наклонного бурения у C.A.T. oil увеличилось до 13 штук по состоянию на 30.09.2008 с 7 штук годом ранее. За 9 месяцев 2008 г. C.A.T. oil выполнил 2 211 сервисных операций, что на 21 % больше, чем за соответствующий период предыдущего года. Наклонное бурение остается самым быстрорастущим сегментом бизнеса C.A.T. oil (количество работ в 3-м квартале 2008 г. выросло в 3 раза год к году).



Структура выручки C.A.T. oil

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014ГРП Цементирование скважинКапитальный ремонт скважин Наклонное бурениеКолтюбинг Сейсморазведка


Планы развития Компания планирует заниматься традиционном вертикальным бурением, при условии появления устойчивого спроса на данный вид услуг. Однако мы не учитывали возможные денежные потоки от данного вида деятельности в модели ДДП, так как в условиях сложившейся конъюнктуры на рынке, по нашему мнению, компания будет развивать данный вид деятельности не ранее 2014 г. Мы также прогнозируем дальнейшее сокращение доли ГРП в общем объеме выручки компании до 61 % и увеличение доли услуг по наклонному бурению до 24 %. В целом, по нашему мнению, компания будет продолжать специализироваться в предоставлении технологических услуг, и доля данного сегмента будет по прежнему подавляющей (более 90 %) в общей выручке компании. По нашим оценкам, капитальные затраты C.A.T. oil в 2008-2014 гг. будут составлять в среднем около $ 38 млн, в основном на восстановление изнашивающихся основных средств.

Прогноз капитальных вложений C.A.T. oil, $ млн

0

10

20

30

40

50

60

70

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Источники: данные компании, оценки Аналитического департамента Банка Москвы



SWOT-анализ Сильные стороны • Компания является достаточно

известным игроком на рынке нефтесервиса в России.


• Диверсифицированная клиентская база. • Практически отсутствует долговая

нагрузка.

Слабые стороны • Высокая доля сегмента услуг по

гидроразрыву пласта, спрос на который сокращается.

Возможности • Увеличение доли рынка. • Участие в тендерах российских и

международных нефтегазовых компаний.

• Экспансия в быстрорастущие регионы России и стран.

• Увеличение доли сегментов с высокой маржей, таких как зарезка боковых стволов.

Угрозы • Снижение цен на нефть и газ приведет к

снижению общей суммы капитальных затрат нефтяной отрасли и таким образом уменьшит спрос на услуги компании.

• Рост конкуренции в ключевых сегментах деятельности компании.

• Риск обесценения рубля по отношению к евро (выручка и расходы компании выражены в рублях, а валютой отчетности компании является евро).



Модель DCF Прогноз денежного потокав млн. $ 2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 ПВыручка 196 245 307 409 286 316 363 409 462 516Темп роста (%) 25% 25% 33% -30% 10% 15% 13% 13% 12%EBITDA 46 58 69 72 46 56 77 95 104 115Рентабельность (%) 23.4% 23.6% 22.3% 17.7% 16.0% 17.6% 21.2% 23.2% 22.6% 22.2%EBIT 35 47 51 42 12 23 45 63 73 84Рентабельность (%) 18% 19% 17% 10% 4% 7% 12% 15% 16% 16%-Налоги на прибыль 12 16 15 1 2 4 8 12 14 16NOPAT 23 31 37 40 10 19 36 51 59 68+ Амортизация 11 11 17 31 34 33 32 32 31 31- Капвложения -7 -84 -123 -65 -33 -36 -35 -34 -34 -33(Увеличение)/Уменьшение об. капитала -70 -6 -12 -15 19 -7 -13 -11 -12 -11Чистый денежный поток -43 -48 -82 -9 30 8 21 37 45 54

Основные предположения Оценка DCFWACC 18.8% Дисконтированный денежный поток 119Конечный темп роста 2.0% Конечная стоимость 330Ставка налогообложения 20% Приведенная конечная стоимость 139

Стоимость денежных потоков 259Текущий чистый долг (наличность) -1

Рассчет WACC Чистая стоимость компании 260Безрисковая ставка: 8.4% Количество акций (млн.) 49Средняя доходность UST10 за 5 лет 4.4% Цель на конец 2009 г., $ 5.32Спрэд Россия 30 за 12 мес. , б.п. 400Риск рынка акций 4.9%Специфический риск эмитента 1.0% Анализ чувствительностиЦелевой уровень D/(E+D) 7.0%Бэта 1.75 17.3% 17.8% 18.3% 18.8% 19.3% 19.8% 20.3%Бэта с учетом долга 1.86 3.5% 6.31 6.07 5.85 5.6 5.46 5.28 5.11Безрисковая ставка 8.4% 3.0% 6.16 5.94 5.73 5.5 5.35 5.18 5.02Стоимость капитала 19.3% 2.5% 6.02 5.81 5.61 5.4 5.25 5.09 4.93Стоимость долга 15.0% 2.0% 5.9 5.7 5.5 5.3 5.2 5.0 4.9Ставка налога на прибыль 20.0% 1.5% 5.77 5.58 5.40 5.2 5.07 4.92 4.77Стоимость долга после налогов 12.0% 1.0% 5.65 5.47 5.30 5.1 4.98 4.84 4.70WACC 18.8% 0.5% 5.55 5.37 5.20 5.0 4.90 4.76 4.63


больше 50 000 1.00Отношения с государством 0.5% больше 10 000 1.25Корпоративное управление 0.5% больше 1000 1.50Конфликт акционеров 0.0% больше 200 1.75Налоговые угрозы 0.0% меньше 100 2.00Финансовая устойчивость 0.0% 0 / непубличный бизнес 3.00


Конечн

ый темп

роста

(%)



Отчетность C.A.T. oil по МСФО и прогнозы

Отчет о прибылях и убытках

2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 ПВыручка 196 245 307 409 286 316 363 409 462 516 Операционные расходы 150 187 238 336 241 261 286 314 357 402 Амортизация 11 11 17 31 34 33 32 32 31 31 Операционная прибыль 35 47 51 42 12 23 45 63 73 84 EBITDA 46 58 69 72 46 56 77 95 104 115 Чистые процентные расходы 2 1 1- 2 2 2 2 2 2 2 Прочие расходы (доходы) 4- 0 7 34 - - - - - - Прибыль до налогов 37 46 46 6 10 21 42 61 71 82 Налоги на прибыль 12 16 15 1 2 4 8 12 14 16 Доля миноритариев 2- 1 - - - - - - - - Чистая прибыль 23 32 31 5 8 17 34 49 57 65

Баланс2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П

Денежные средства и эквиваленты 14 98 22 18 48 53 63 81 102 124 Дебиторская задолженность 40 44 67 93 72 78 88 98 109 120 Запасы 37 40 59 65 50 54 61 68 75 83 Прочие оборотные активы 4 6 24 27 29 32 35 39 43 47 Основные средства 40 114 233 255 249 246 242 238 235 231 Прочие внеоборотные активы 10 8 12 12 13 13 14 15 16 16 Итого активы 130 310 416 470 461 476 503 539 579 621 Кредиторская задолженность 7 7 37 55 37 40 45 49 56 63 Краткосрочный долг - - 12 16 17 18 19 20 21 22 Прочие краткосрочные обязательства 12 9 10 23 23 23 23 23 24 24 Долгосрочный долг 7 - - - - - - - - Прочие долгосрочные обязательства 6 5 13 28 28 28 28 28 29 29 Капитал и резервы 94 285 343 347 355 367 389 418 449 482 Итого пассивы 130 310 416 470 461 476 503 539 579 621

Отчет о движении денежных средств2005 2006 2007 2008 П 2009 П 2010 П 2011 П 2012 П 2013 П 2014 П

Операционная прибыль 35 47 51 42 12 23 45 63 73 84 Налоги на прибыль 12 16 15 1 2 4 8 12 14 16 Амортизация 11 11 17 31 34 33 32 32 31 31 Изменение оборотного капитала 18- 12- 25- 15- 19 7- 13- 11- 12- 11- Денежные потоки от операций 16 30 29 56 62 44 56 71 79 87 Капиталовложения 7- 84- 123- 65- 33- 36- 35- 34- 34- 33- Прочие доходы (инвестиции) 11 2- - - - - - - - - Денежные потоки от инвестиций 4 86- 123- 65- 33- 36- 35- 34- 34- 33- Свободные денежные потоки 19 55- 94- 9- 30 8 21 37 45 54 Изменение долга 14- 146 12 5 1 1 1 1 1 1 Дивиденды - 10 - - - 5 12 19 26 33 Чистые денежные потоки 5 80 82- 4- 31 5 10 19 21 23



Сравнение с отраслевыми аналогами Развитые рынки

Mcap EV EV/S EV/EBITDA P/E 2009 2010 2009 2010 2009 2010 SCHLUMBERGER LTD 55 769 54 594 2.5 2.5 8.4 8.3 17.1 17.5 TRANSOCEAN INC 20 577 33 243 2.7 2.6 4.9 5.0 4.9 5.1 HALLIBURTON CO 17 908 17 467 1.3 1.3 5.9 5.9 15.3 15.1 DIAMOND OFFSHORE DRILLING 9 873 9 448 2.5 2.5 4.1 4.2 6.9 7.0 BAKER HUGHES INC 10 106 10 777 1.2 1.2 5.6 5.5 13.3 13.6 SAIPEM 8 690 13 789 1.1 1.1 7.3 6.8 10.6 10.7 WEATHERFORD INTL LTD 10 949 13 997 1.6 1.5 6.8 6.4 17.9 15.9 NOBLE CORP 6 956 7 382 2.0 2.0 3.0 3.2 4.3 4.7 SMITH INTERNATIONAL INC 5 681 8 172 0.9 0.9 6.7 6.6 15.0 14.5 Средневзвешенное значение 2.0 2.0 6.5 6.4 13.2 13.3 EDC 869 815 0.6 0.4 4.3 2.4 12.5 4.4 дисконт/премия, % -71% -79% -33% -63% -5% -67% INTEGRA 232 612 0.7 0.6 6.0 4.9 n/m n/m дисконт/премия, % -65% -70% -8% -23% n/m n/m C.A.T. oil 166 165 0.6 0.5 3.6 3.0 21.1 10.1 дисконт/премия, % -72% -75% -45% -54% 60% -24%

Источники: Bloomberg, оценки аналитического департамента Банка Москвы Развивающиеся рынки

Mcap EV EV/S EV/EBITDA P/E 2009 2010 2009 2010 2009 2010 ABAN OFFSHORE LIMITED 354 3 388 5.1 3.8 8.5 6.5 2.4 1.6 WSP HOLDINGS LTD-ADR 427 150 0.2 0.2 1.2 6.0 4.8 HONGHUA GROUP 382 493 0.8 0.6 4.8 3.9 5.3 4.3 WILLBROS GROUP INC 377 408 0.3 0.3 3.2 3.2 7.0 6.6 LAMPRELL PLC 236 77 0.1 0.2 1.0 1.2 4.0 4.5 SAPURACREST PETROLEUM BHD 246 404 0.4 0.4 3.2 3.1 6.5 5.7 GREAT OFFSHORE LTD 178 330 1.7 1.2 4.1 3.0 4.8 3.5 SHANDONG MOLONG PETROLEUM-H 213 313 0.8 0.6 4.6 3.6 4.1 3.3 Средневзвешенное значение 3.4 2.5 6.6 5.1 5.1 4.4 EDC 869 815 0.6 0.4 4.3 2.4 12.5 4.4 дисконт/премия, % -83% -83% -34% -54% 145% 2% INTEGRA 232 612 0.7 0.6 6.0 4.9 n/m n/m дисконт/премия, % -79% -76% -10% -4% n/m n/m C.A.T. oil 166 165 0.6 0.5 3.6 3.0 21.1 10.1 дисконт/премия, % -83% -79% -45% -42% 312% 131%

Источники: Bloomberg, оценки аналитического департамента Банка Москвы В качестве аналогов нами были отобраны компании как с развитых, так и с развивающихся рынков. Проведенный сравнительный анализ свидетельствует о том, что акции EDC, Интегры и C.A.T. oil торгуются с существенным дисконтом по отношению как к компаниям с развитых, так и к развивающихся рынков по мультипликаторам EV/EBITDA и EV/S, однако с премией по мультипликатору P/E. Следует отметить, что темпы роста выручки EDC, Интегры и C.A.T. oil заметно выше темпов роста выручки компаний-аналогов как c развитых, так и с развивающихся рынков, в 2009-2010 гг. В целом, исходя из вышеприведенных данных, можно сделать вывод о том, что акции EDC, Интегры и C.A.T. oil торгуются с большим дисконтом к компаниям-аналогам.



Директор департаментаТремасов КириллTremasov_KV @mmbank.ru

Стратегия, Экономика ТЭК Потребительский секторТремасов Кирилл Лямин Михаил Мухамеджанова СабинаTremasov_KV @mmbank.ru Lyamin_MY @mmbank.ru Muhamedzhanova_SR @mmbank.ru

Волов Юрий Вахрамеев СергейVolov_YM @mmbank.ru Vahrameev_SS @mmbank.ru

Зенкова Елена Металлургия, ХимияТелекоммуникации, Банки Zenkova_EA @mmbank.ru Волов ЮрийМусиенко Ростислав Volov_YM @mmbank.ruMusienko_RI @mmbank.ru Машиностроение/Транспорт

Лямин Михаил Кучеров АндрейLyamin_MY @mmbank.ru Kucherov_AA @mmbank.ru

Федоров Егор Михарская Анастасия Игнатьев ЛеонидFedorov_EY @mmbank.ru Mikharskaya_AV @mmbank.ru Ignatiev_LA @mmbank.ru

Контактная информация

Аналитический департаментТел: +7 495 624 00 80Факс: +7 495 925 80 00 доб. 2822Bank_of_Moscow_Research @mmbank.ru

Настоящий документ предоставлен исключительно в порядке информации и не является предложением о проведении операций на рынке ценных бумаг, и в частности предложением об их покупке или продаже. Настоящий документ содержит информацию, полученную изисточников, которые Банк Москвы рассматривает в качестве достоверных. Однако Банк Москвы, его руководство и сотрудники не могут гарантировать абсолютные точность, полноту и достоверность такой информации и не несут ответственности за возможные потериклиента в связи с ее использованием. Оценки и мнения, представленные в настоящем документе, основаны единственно на заключениях аналитиков Банка в отношении анализируемых ценных бумаг и эмитентов. Вознаграждение аналитиков не связано и не зависит отсодержания аналитических обзоров, которые они готовят, или от существа даваемых ими рекомендаций.Банк Москвы, его руководство и сотрудники не несут ответственности за инвестиционные решения клиента, основанные на информации, содержащейся в настоящем документе. Банк Москвы, его руководство и сотрудники также не несут ответственности за прямыеили косвенные потери и/или ущерб, возникший в результате использования клиентом информации или какой-либо ее части при совершении операций с ценными бумагами. Банк Москвы не берет на себя обязательств регулярно обновлять информацию, котораясодержится в настоящем документе, или исправлять возможные неточности. Сделки, совершенные в прошлом и упомянутые в настоящем документе, не всегда являются индикативными для определения результатов будущих сделок . На стоимость, цену или величинудохода по ценным бумагам или производным инструментам, упомянутым в настоящем документе, могут оказывать неблагоприятное воздействие колебания обменных курсов валют. Инвестирование в российские ценные бумаги несет значительный риск , в связи с чемклиенту необходимо проводить собственный анализ рынка и исследование надежности российских эмитентов до совершения сделок.Настоящий документ не может быть воспроизведен полностью или частично, с него нельзя делать копии, выдержки из него не могут использоваться для каких-либо публикаций без предварительного письменного разрешения Банка Москвы. Банк Москвы не несетответственности за несанкционированные действия третьих лиц, связанные с распространением настоящего документа или любой его части.

Управление долговых рынков

Управление рынка акций

2009 02 19 equity oilfield services rus (1)

Documents

eurasia drilling

tremasovkv

integra

nopat

evebitda ev

douglas amp

oil

edc