Роснефть. Вызовы 2020 и первые результаты их преодоления

Изначально хотелось написать несколько развернутых статей по Роснефти с прогнозными расчетами цифр потенциального дивиденда за 2020 год и перспективами 2021 года, но информационный поток заставил полностью пересмотреть взгляды на компанию. Если в конце 2019 года - начале 2020 Роснефть виделась как потенциальная пухнущая в результате делевериджа «дивидендная корова» с постепенным обновлением ресурсной базы и неспешным капексом в переработку, то сейчас Роснефть стала полностью стоимостной историей, «молодым и перспективным жеребцом» в забеге (отрасли), про будущее которого в цифрах пока однозначно ничего нельзя сказать. Начнем последовательно раскрывать информацию про то, что нам известно, подробнее останавливаясь на том, что будет полезно в будущем.

Данная статья будет полезна всем, кому интересны представители российской нефтянки, поскольку часть информации будет касаться всей отрасли.

Конъюнктура нефтегазового рынка

2020 был тяжелым для мировой нефтегазовой отрасли, а в 2021 мы увидим продолжение развития событий. Итак, 2020 год нанес целую «серию ударов» по отрасли:

• снижение спроса на нефть и нефтепродукты из-за спада экономической активности на фоне пандемии COVID-19,
• заполнение и нехватка объемов хранилищ нефти и нефтепродуктов,
• снижение мировых цен на нефть и нефтепродукты,
• вынужденное снижение объема добычи по сделке ОПЕК+ и, как следствие, заморозка борьбы за долю рынка,
• экологический тренд и появившееся давление на сознание инвесторов, что добыча углеводородов это бесперспективное, умирающее направление,
• рост долгов компаний и проблемы с их обслуживанием. Этот пункт больше относится к компаниям, которые и до этого находились на грани рентабельности с высоким уровнем закредитованности. С учетом общей конъюнктуры перекредитоваться стало гораздо сложнее, даже были банкротства сланцевых компаний в США.

Результатом всего перечисленного выше, конечно, стоит ожидать недостаток инвестиций в отрасль (ведь для поддержания объема добычи требуются инвестиции в постоянную разведку и бурение) и, как следствие, вероятный будущий рост цен на углеводородные ресурсы.

Снижение инвестиций - уже свершившийся факт. Практически все крупные компании снизили объем инвестиций, а некоторые (Shell, Total, BP, ExxonMobil и др.) под давлением «зеленых» политиков даже озвучили планы по постепенному снижению добычи «грязных» углеводородов и росту инвестиций в «зеленую», в крайнем случае, «голубую» энергетику.

Что касается Роснефти и остальных российских нефтяников, то на результаты компаний и их перспективу дополнительно негативно повлияли регуляторные правила внутри страны:

• правила начисления обратного акциза на сырье для нефтепереработки с демпфирующей составляющей,
• ужесточение условий, а иногда и снятие предоставляемых налоговых льгот на добычу по отдельным типам месторождений с 2021 года,
• временной лаг начисления пошлин (про этот эффект было написано в прошлой статье, посвященной Роснефти).

Детальнее разберем суть изменений по первым двум пунктам далее в статье.

Перечисленные внешние и внутренние удары являются действительно серьезным вызовом для менеджмента компании. Именно в таких сложных условиях можно хорошо оценить как качество их прошлой работы, так и антикризисные действия. Тем самым можно получить качественную оценку устойчивости бизнеса самой компании, чем и займемся, используя результаты работы Роснефти за 9 месяцев 2020 года.

Долг компании

Роснефть среди российских конкурентов по отрасли (Лукойл, Газпромнефть, Татнефть, Сургутнефтегаз) имеет самый большой чистый долг, примерно 4,9 трлн. руб. Из-за такой долговой нагрузки Роснефть больше остальных ощутила негативный эффект в 2020 году. Кстати, размер долга Роснефти примерно равен капитализации компании!

Структура долга также не совсем обычная, можно увидеть своеобразную диверсификацию:

• 17% чистого долга составляют обязательства по предоплате, полученной по долгосрочным контрактам на поставку нефти в Китай. Назовем их нефтяной частью долга.
• 40% чистого долга составляют валютную часть, в основном выраженная в долларах.
• 43% чистого долга - рублевая часть.

Если нефтяная и рублевая части не зависят от валютных курсов и не влияют на размер долга (эффект предоплат также был разобран в прошлой статье: предоплаты получены в 2014-2015 годах в долларах по зафиксированным тогда курсам, поставки нефти в счет предоплат идут по рыночным ценам в долларах), то валютная часть долга в рублях увеличивается за счет ослабления рубля. Так, по итогам 2020 года валютная часть долга за счет переоценки увеличится практически на 20% в рублях, и примерно на 8% увеличится весь чистый долг.

Контракты с валютной предоплатой оказались полезными в условиях большого валютного долга в 2014-2015 годах, а также неплохим подспорьем в период сниженного спроса 2020 года. Объемы поставок нефти были заранее законтрактованы, поэтому не было необходимости искать сбыт добытой нефти, демпингуя и снижая маржу (привет саудитам).

По итогам 9 месяцев 2020 года структура долга Роснефти изменилась следующим образом: произошло гашение валютной части примерно на 2 млрд долларов (около 155 млрд руб), нефтяная часть снизилась на 245 млрд руб, а рублевая часть увеличилась практически на 500 млрд руб. Таким образом общий долг с учетом структуры практически не изменился. Эффекта делевериджа в рублях по результатам 9 месяцев не наблюдается.

Как итог, основной причиной роста рублевой оценки чистого долга является валютная переоценка. Если же оценивать долг в валюте, то мы увидим незначительное снижение его денежной части, ну и конечно же значительное нефтяной:

За счет снижения EBITDA по результатам 9 месяцев 2020 года показатель ЧистыйДолг/EBITDA вырос выше 3. Но благодаря снижению процентных ставок и большой части долга с плавающей ставкой, проблем с обслуживанием долга в 2020 году у Роснефти не было.

Оптимизация работы компании в условиях пандемии

На режим работы компании сильно повлияли условия сделки ОПЕК+. В течении мая-июля Россия в лице наших нефтяных компаний должна была снизить добычу нефти на 22,7%, а дальше постепенно ее восстанавливать до конца 2021 года.

По итогам 9 мес. 2020 года среднесуточная добыча в сравнении с 9 месяцами 2019 года составила:

• жидких углеводородов: 4,19 млн барр. в сутки, снизившись на 10,3%.
• газа: 46,75 млрд куб. м, снизившись на 6,0%. Хоть газ и газовый конденсат не входили в сделку ОПЕК+, но основными причинами снижения добычи газа являются сокращение добычи попутного нефтяного газа вследствие ограничения добычи нефти и также снижение спроса на газ на фоне пандемии COVID-19.

Самое важное для меня, что затраты, связанные с разведкой запасов нефти и газа, выросли практически на 60%, с 7 млрд руб за 9 мес. 2019 года до 11 млрд руб. за 9 мес. 2020 года. Пока все вокруг анонсировали "зеленые" политики по снижению добычи углеводородов, Роснефть в это время нарастила работы по разведке новой сырьевой базы. Как итог, конец 2020 года и начало 2021 пестрят сообщениями об открытии новых месторождений и новых объемов запасов нефти и газа.

Начнем наш анализ с цен реализации:

Нефть: меньше всего цены на нефть упали в Азии и на внутреннем рынке.

Нефтепродукты: цены на внутреннем рынке изменились совсем незначительно (снижение на 2,4% г/г), с большим отрывом за ними идут цены реализации нефтепродуктов в Европе (снижение на 22,4% г/г).

Реализация газа идет только внутри страны, здесь цены практически не изменились.

Исходя из анализа цен, с точки зрения оптимального распределения мы должны увидеть наименьшее падение объемов реализации там, где было наименьше падение цены. Конечно, в идеале при таком анализе необходимо учитывать максимизацию именно прибыли. Но для такого сравнения нам не хватает исходных данных в отчетности, да и межсегментный учет не поддается адекватному разделению. Поэтому будем довольствоваться выручкой и считать, что в 2019 году компания распределяла объемы реализации в оптимальном для прибыли соотношении.

Нефть: картина практически идеальна с учетом исторических объемов, бОльшая доля реализованной нефти пошла в Китай. Скорее всего, в этом случае помогли долгосрочные контракты с предоплатами, заключенные в 2014-2015 годах.

Нефтепродукты: аналогично нефти перераспределение объемов было выполнено на максимальных по выручке направлениях. Но все же не ясно, почему при практически неизменной цене на нефтепродукты на внутреннем рынке Роснефть здесь сильнее снизила объем реализации, нежели в Европе.

По газу внутренний рынок - это единственный вариант сбыта. Уменьшение объема реализации связано со снижением общей добычи нефти и, как следствие, попутного газа.

Общая картина получилась следующая: в идеале, в целях максимальной выгоды надо было наращивать доли (меньшего всего снижать объемы реализации) по газу и нефтепродуктам, что менеджмент компании и сделал:

Менеджмент Роснефти сработал практически на "отлично", единственный неоптимальный момент заключается в бОльшем снижении реализации нефтепродуктов в России, нежели в Европе. Одной из причин этого является эффект низкой базы переработки на НПЗ в Германии в 2019 г. по причине наличия хлорорганических соединений в нефти, поставляемой по нефтепроводу «Дружба».  А вот с другой причиной разберемся более подробно, ведь она касается российского законодательства.

Почему упали объемы нефтепереработки при неизменных внутренних ценах на топливо?

Оказывается, переработка нефти в 2020 году стала одним из источников снижения прибыли как для Роснефти, так и для всех Российских НК. Это произошло несмотря на то, что цены на моторное топливо внутри страны не менялись, а стоимость нефти на внутреннем рынке упала более чем на 30%!

В подтверждение вышесказанному ниже приведены данные Роснефти по марже НПЗ с учетом обратного акциза на нефть с демпфирующей составляющей на моторное топливо (с учетом цен "на воротах" НПЗ).

То есть российские НПЗ работали с отрицательной маржой во 2 и 3 квартале 2020 года и, вероятнее всего, отработали с отрицательной маржой и в 4 квартале. Основным отличием является разные режимы налогообложения: оказывается, маржа европейских НПЗ не подвержена действию обратных акцизов и снижалась за счет дорожающей нефти с учетом запаздывающего росте цен на нефтепродукты.

Отчетность Роснефти также подтверждает данный факт: по итогам 9 месяцев 2020 года мы видим рост акцизов более чем на 250 млрд рублей (и это при сниженном относительно 2019 года объеме переработки).

К сожалению, компании не приводят финансовых показателей отдельно по переработке. Части показателей спрятаны в разных сегментах ("Разведка и добыча", "Переработка, коммерция и логистика").

Следует отдельно остановиться на причинах убыточности российских НПЗ вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) в 2020 году. Основной причиной являются налоговые изменения 2018 года, стадия "завершение налогового маневра", в результате которых:

• с 2019 года равномерно в течении 6 лет снижается до нуля размер экспортной пошлины на нефть,
• соразмерно снижению экспортной пошлины увеличивается НДПИ на нефть,
• вместо таможенных субсидий для НПЗ вводится обратный акциз (с демпфирующей составляющей) на нефть, используемой как сырье для нефтепереработки (распространяется только для НПЗ, которые поставляют на внутренний рынок моторное топливо не ниже 5 класса, а также нафту для нефтехимии; НПЗ компаний, находящихся под санкциями; НПЗ, заключившие соглашения на модернизацию).

Основной смысл обратного акциза - стимулирование развития переработки нефти в стране, а также стабилизация внутренних цен на моторное топливо. Называется акциз обратным, так как государство возвращает часть удерживаемых налогов по нефти (налоговый вычет), используемой в качестве сырья для НПЗ. В формулу размера вычета входят зависимости от объемов производства бензина, дизельного топлива и сырья для нефтехимии, логистические условия (коэффициент удаленности НПЗ от экспортных точек).

Если объяснять смысл "на пальцах", то государство контролирует диапазон цен на моторное топливо на внутреннем рынке и компенсирует НПЗ потери от продажи моторного топлива на рынке, если внутренние цены оказываются ниже экспортного паритета (это происходит при росте цены на нефть). При снижении цены на нефть обратный акциз на нефть начинает действовать как обыкновенный налог, который уже ВИНК выплачивает государству. Если в 2019 году государство давало налоговый вычет ВИНК за переработку и продажу нефти на внутреннем рынке (демпфер был положительным), то из-за падения стоимости сырья в 2020 году и сохранения цены на топливо на внутреннем рынке теперь уже ВИНК платят акциз государству (демпфер стал отрицательным).

Для наглядности и лучшего понимания полезна будет таблица зависимости величины демпфера от стоимости нефти и курс доллара в 2019 году (оценки Минэкономразвития перед вводом обратного акциза). Красными клетками выделен базовый сценарий на 2019 год, синими - на 2020 год (данные Vygon Consulting).

По средним результатам 2020 года мы конечно же были в зоне отрицательного демпфера (обведена синим).

Подобный механизм нигде в мире не применялся. Это собственная уникальная российская разработка, действующая с 2019 года с кучей "костылей", как мне показалось. Чего стоит только фиксация на год базовых цен, от которых идет расчет демпфера на каждый вид топлива.

Во всем надо искать плюсы, 2020 год дал нам низкую базу и потенциал роста в 2021 году!

Прибыль и денежный поток

Кратко пройдемся по основным финансовым показателям EBIDTA, чистой прибыли и свободному денежному потоку. Определим направления движения факторов, влияющих на данные показатели, в 4 квартале 2020 года по диаграммам факторного анализа, представленным компанией за 9 месяцев 2020 года. Очень грубо попытаемся прикинуть значения данных факторов и, как следствие, финансовых показателей за 4 квартал и весь 2020 год. 

Начнем с EBITDA: напомним, что EBITDA 2019 составляла 2105 млрд руб, прибавив в 4 квартале 2019 488 млрд.

• Прирост EBITDA за счет курса доллара вырастет еще, но уже не так значительно, так как с одной стороны курс по итогам 2020 года снизился относительно 30 сентября, с другой стороны он был выше, чем в 4 квартале 2019 года (+30 млрд. руб),
• Эффект НДД продолжит свое накопление в 4 квартале (+10).
• Нарастание снижения от цены на нефть замедлится, но все равно не прекратится (-40),
• Доход ассоциированных компаний продолжит падение относительно результатов 2019 года (месторождения Башнефти больше всего пострадали от сокращения добычи), но эффект будет совсем незначительным (-5),
• Лаг по пошлине наконец должен дать положительную переоценку, эффект также незначительный. (+ 25),
• Транспортные расходы продолжат расти из-за уже проиндексированных в 2020 году тарифов Транснефти и РЖД (-10),
• Демпфер по-прежнему будет отрицательным, но динамика уже замедлится (-50),
• Динамика снижения объемов нефти также останется нарастающей по причине сохранения ограничений ОПЕК+ по добыче нефти (-60).

Получается примерно -100 млрд. Вычтя их из 488 млрд, получим 388 млрд EBITDA за 4 квартал. То есть можно ориентироваться на 1233 млрд EBITDA по итогам 2020 года (примерно -40% относительно 2019 года).

Далее попытаемся оценить чистую прибыль: ЧП для акционеров по итогам 2019 года была 708 млрд рублей, прибавив в 4 квартале 2019 года 158 млрд.

Можно оценить уменьшение налога на прибыль и положительное изменение курсовых разниц в 4 квартале 2020 года в 20 и 100 млрд соответственно, что полностью нивелирует падение EBITDA на 100 млрд. Таким образом, чистая прибыль 2020 года будет оценена как -177+158+20=1 млрд руб. Сразу стоит учитывать, что на такие расчеты опираться не стоит из-за их точности. Это некоторое качественное виденье результатов года: нулевая чистая прибыль и отсутствие дивидендов за 2020 год. Лень было считать точнее, во-первых, из-за того, что с 2021 года компания станет сильно меняться, во-вторых, в 2021 поменяются правила налогообложения, в-третьих, возможны различные варианты корректировки размера прибыли.

Так, например, новость концовки 2020 года может принести приятный сюрприз акционерам. Возможная прибыль от продажи 10% в проекте "Восток Ойл" сингапурскому трейдеру Trafigura, сделка по которой прошла в конце 2020 года.

РБК. 06.01.2021
...согласно данным СПАРК, 10% «Восток Ойла» с 28 декабря 2020 года принадлежат CB Enterprises Pte. В тот же день эти акции были заложены по кредиту в МКБ, следует из данных ЕГРЮЛ. По данным ЕГРЮЛ, договор залога был заключен 23 декабря.

По различным оценкам, с учетом размеров выданных Trafigura кредитов, 10% доля "Восток Ойла" может стоить от 7 до 10 млрд долл. Оценить размер прибыли от продажи пока не представляется возможным из-за отсутствия полной информации по балансовой стоимости частей "Восток Ойла".

Что касается свободного денежного потока, то по итогам 9 месяцев 2020 года Роснефть приводит такие цифры:

Не совсем нравится применение Роснефтью понятия скорректированного операционного денежного потока, ведь деньги по предоплатам были получены еще в 2014-2015 годах, а зачёт предоплат сейчас отражается только в прибыли компании. Поэтому для оценки реального состояния следует вычесть 217+29= 246 млрд предоплат, и тогда значение свободного денежного потока будет 106 млрд руб. Важно, что реальный свободный денежный поток остается положительным. С учетом сокращенной на 20% в 2020 году инвестиционной программы по итогам 4 квартала денежный поток также будет положительным. А по итогам года можно ожидать около 150 млрд положительного свободного денежного потока. Размер свободного денежного потока важен нам тем, что именно эти деньги (без ущерба в виде повышения долга) компания может потратить как на дивиденды, так и на гашение самого долга.

Хоть по итогам года мы вероятно увидим близкую к нулю прибыль Роснефти, все-таки следует отметить, что на операционном уровне компания очень уверенно преодолевает вызовы и последствия пандемии COVID-19.

Влияние налоговых изменений

2020 год нам принес и нововведения в налогообложение отрасли, вступающие в силу с 2021 года. По оценкам аналитиков Роснефть меньше всех из российских собратьев пострадает от нововведений. Концептуально изменения коснулись низкомаржинальных старых месторождений и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти низкого качества. Переиначивая министра финансов Силуанова, можно передать смысл изменений так: при сниженных ценах на нефть поддержка низкорентабельных месторождений не целесообразна.

Роснефть позиционирует себя в России и в мире как компания, "снимающая сливки" с месторождений, и компания с самой низкой стоимостью добычи. Получается, что налоговые изменения как раз способствуют такого рода принципу добычи нефти. В эту же стезю попадает и информация о потенциальных сделках по продаже Нефтегазхолдингу Эдуарда Худайнатова старых месторождений Роснефти (с высокой степенью, более 80%, обводненности, истощенности, а также уровнем операционных затрат выше среднего по компании ~9 долл./барр). Для справки Нефтегазхолдинг как раз и специализируется на таких старых месторождениях.

03.12.2020 ФИНАМ.
Для оптимизации портфеля проектов в сегменте "разведка и добыча" Роснефть планирует продать российским компаниям, занимающимся добычей и переработкой нефти, целый ряд активов. Речь идет о менее рентабельных зрелых активах компании с низким качеством ресурсной базы...
Сделка по продаже таких активов, расположенных на юге страны, находится в завершающей стадии. Здесь планируется продать 75 лицензионных участков. Ведутся также переговоры по продаже 213 лицензионных участков в других регионах – в Западной Сибири ("Варьеганнефтегаз", Талинское месторождение), Тиман-Печоре ("Северная нефть"), центральной части России ("Самаранефтегаз", "Оренбургнефть") и на Дальнем Востоке ("Сахалинморнефтегаз"). 
Совокупный объем добычи нефти на активах Роснефти, которые выставлены на продажу, составляет 15-20 млн тонн в год, или 7-10% от общего объема добычи компании. Средства от продажи активов пойдут на финансирование проекта "Восток Ойл". Кроме того, в будущем возможна продажа еще более чем 200 лицензионных участков Роснефти.

Пройдемся по налоговым изменениям, а также определим как эти изменения затрагивают объекты Роснефти:

1. Для выработанных месторождений отменяются льготы по НДПИ.  Самое крупное изменение, коснется 159 млн.т добытой в 2019 году нефти по всем НК. Сохраняется возможность перехода на НДД для месторождений 3 группы с дополнительным налоговым вычетом в размере 20% от уплаченного НДПИ начиная с 2024 г. По оценке Роснефти под действие изменений попадает около 57 млн. т. льготируемой добычи на выработанных месторождениях по итогам 2019 г.

НДД, налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья – прямой налог, который начисляется на сумму дополнительного дохода от добычи углеводородного сырья на каждом участке недр, который рассчитывается как положительная разница между полученными на этом участке недр доходами и расходами. Пилотный режим введен с 2019 года.

В целом (за некоторыми исключениями) НК могут сами выбирать вид налогового режима: применять льготы по НДПИ или перейти на режим НДД.

2. Отмена льгот по высоковязкой нефти и налоговых каникул по экспортной пошлине для ряда проектов. Замена нулевых/пониженных ставок по НДПИ и экспортной пошлине стандартными с возможностью перехода на НДД. В Роснефти под действие налоговых изменений попадают Русское, Восточно-Мессояхское, Среднеботуобинское месторождения.

3. Изменение параметров режима НДД коснутся ограничений в отношении исторических убытков, операционных и капитальных затрат, снижающих налогооблагаемую базу.

Историческим убытком признается отрицательный расчетный финансовый результат, определенный для календарного года ретроспективного периода. Налогоплательщик уменьшает расчетный финансовый результат календарного года ретроспективного периода на сумму исторического убытка, определенного для предыдущего календарного года ретроспективного периода...

Нефтяные компании не смогут снизить налогооблагаемую базу более чем на 50% за счет переноса исторических убытков (раньше разрешался перенос 100%). Снижен процент индексация исторических убытков до 7% в год. Максимальный размер расходов, вычитаемых из налогооблагаемой базы, уменьшен с 9520 до 7140 руб. на тонну до 2024 года, с 2025 г. повышен лишь до 8600 руб. на тонну.

Для Роснефти изменения коснутся режима налогообложения Приразломного месторождения в объеме добычи более 27 млн т за 2019 г. по участкам, переведенным в режим НДД.

4. Вводится повышающий коэффициента 1,5 по НДПИ для месторождений 2-ой группы (с льготами на экспортную пошлину) в 2021–2023 гг. 

5. Введение льгот по НДПИ для ряда проектов: 

• снижается цена отсечения для вычета по НДПИ до 25 долл./барр. Юралс;
• увеличивается срок применения нулевого НДПИ до 16 лет для новых месторождений (гринфилды).

Такой вычет по НДПИ предоставляется для реализации инвестиционного соглашения с Роснефтью по Ванкорскому кластеру (средства пойдут на строительство инфраструктуры и проекта Восток Ойл), по Приобскому месторождению (макс. сумма вычета 460 млрд руб. до 2032 г., для финансирования разработки месторождения).

Для справки, информация по разделению месторождений на группы:

1-я группа включает гринфилды в Якутии, Иркутской области, Красноярском крае, НАО и севере ЯНАО, а также в Каспийском море. Это те месторождения, которые до принятия закона могли претендовать на применение особой формулы таможенной пошлины, но лишились этой возможности.
2-я группа включает месторождения, успевшие до принятия закона попасть в примечание 8 ТН ВЭД — утвержденный список месторождений для получения особой формулы таможенной пошлины.
3-я группа включает браунфилды Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, Коми с выработанностью от 0,1 до 0,8 на 01.01.2017 в рамках лимита суммарной годовой добычи нефти и газового конденсата 15 млн тонн в соответствии с закрытым перечнем, включающем 39 лицензионных участков. Перечень месторождений был расширен за счет Северо-Кавказского федерального округа и Сахалинской области.
4-я группа включает гринфилды Тюменской области, ХМАО, ЯНАО, Коми с выработанностью запасов менее 0,05. При этом начальные извлекаемые запасы участка недр на 01.01.2017 не могут превышать 30 млн тонн, а суммарные запасы всех перешедших на НДД месторождений — 150 млн тонн.
5-ая группа месторождения севера Красноярского края, Якутии и Чукотки с выработанностью запасов менее 0,001 на 01.01.2019.

Таким образом, у Роснефти около трети добываемой нефти подпадает под снижение или отмену льгот по налогообложению. Эффект от этих изменений пока не ясен, и, судя по информации из СМИ, Роснефть планирует избавляться от большей части таких месторождений. В то же время новая ресурсная база и добыча с этих месторождений будет осуществляться уже с более серьезными льготами.

По оценке исследования Vygon Consulting из-за пересмотра налоговых льгот нефтяные компании потеряют около 1,15 трлн руб. денежного потока в 2021-2025 г. С учетом возврата порядка 500 млрд руб. в виде новых налоговых вычетов, общий негативный эффект для отрасли может составить около 130 млрд руб в год.

Данный эффект может быть смягчен действиями компаний по замене добычи на месторождениях, подпадающих под отмену льгот, новыми месторождениями с бОльшими льготами. Тем самым налоговые изменения призваны стимулировать компании обновлять ресурсную базу, то есть начать активно инвестировать, что и начала делать Роснефть одной из первых.

В следующей части продолжим рассматривать перспективы Роснефти, поизучаем информацию по полностью запущенному с 2021 года проекту Роспан, а также уделим особое внимание гигантскому инвестиционному проекту "Восток Ойл".

Василич в Telegram и Вконтакте

P.S.: Статью писал долго, не "шла" она. Много информации пришлось перекопать. То, что она готова, когда акции Роснефти сильно выросли, чистое совпадение. Оцифровать будущие показатели пока не представляется возможным, поэтому к информации статьи надо отнестись с очень холодной головой.

Данный обзор не может рассматриваться или использоваться как индивидуальная инвестиционная рекомендация. Автор не осуществляет деятельность по инвестиционному консультированию и не является инвестиционным советником.