Предложение о приобретении 100% капитала ООО НПО Наногеология

Инвестиционное предложение
ООО «НПО «Наногеология» имеет 4 (четыре) лицензии на геологическое изучение участков, расположенных в Красноярском крае (Бурный, Катский, Нижневельминский) и в Республике Саха (Якутия) (Южно-Березовский)
Оценка прогнозных ресурсов на участках:
нефть: 87,6 млн тонн по категории Д1 и 58,7 млн тонн по категории Д2*
природный газ: 124,4 млрд м3 по категории Д1 и 108,8 млрд м3 по категории Д2
Срок действия лицензий – до 2017 года включительно с возможностью продления на срок до 3-ех лет
Лицензии дают право на получение лицензии на добычу нефти и газа автоматически на праве первооткрывательства без проведения конкурсных процедур в случае открытия месторождений на участках; вероятность открытия месторождений составляет 99,9%
Объем инвестиций, необходимых для открытия месторождений (доразведка, бурение поисковых скважин, получение лицензий на добычу УВС) – 96 млн долл. (без учета НДС)
Описание компании
Предложение (вариант №1)
* - категории Д1 и Д2 - прогнозные ресурсы литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной (Д1) и еще недоказанной (Д2) промышленной нефтегазоносностью
Приобретение 100% в уставном капитале ООО «НПО «Наногеология» за 5,26 млн долл. США.
Финансирование мероприятий по геологоразведке участков за счет средств инвестора
Предложение (вариант №2)
Приобретение 75% в уставном капитале ООО «НПО «Наногеология» за 1,26 млн долл. США.
Финансирование мероприятий по геологоразведке и разработке участков за счет средств инвестора

Характеристика лицензионных участков
1
1
2
3
4
4
3
Республика Саха (Якутия)
Иркутская обл.
ООО «НПО «Наногеология» имеет 4 (четыре) лицензии на геологическое изучение участков, расположенных в Красноярском крае и в Республике Саха (Якутия); суммарная площадь участков – 11,8 тыс. км2
Суммарные ресурсы нефти в категории Д1+Д2 оценивается в объеме 146,3 млн тн., газа – 233,2 млрд м3
Вероятность подтверждения запасов в ходе доразведки оценивается как крайне высокая (99,9%)*
Современные технологии в среднем позволяют добыть до10% запасов углеводородов указанных категорий: 1,3 млн тн. нефти и 0,6 млрд м3 природного газа в год
Ожидается, что нефть на лицензионных участках по качеству аналогична нефти соседнего Куюмбинского месторождения (малосмолистая и обладает слабой коррозийной активностью) и может быть направлена на экспорт
Основная компания, ведущая добычу УВС в регионе – ОАО «НК Роснефть», при этом по состоянию на 01.01.2012 г. более 96% участков недр уже были распределены
2
* - по данным ООО «НПО «Наногеология»; участки граничат с территориями, ресурсы нефти и газа которых уже учтены на гос. балансе (запасы нефти и конденсата в категории С1+С2 в 2011 г. – 2,284 млрд тн., газа – 4,54 трлн м3, извлекаемые запасы в категории С3 – 0,357 млрд тн. нефти и 0,35 трлн м3 газа); средний размер открытия в районе Бурного и Нижневель-минского участков превышает 14 млн тн. нефти, в районе Катского участка – более 80 млн тн. (категории С1+С2)

Доступ к трубопроводной инфраструктуре
1
4
1
4
Нефтепроводы
Газопроводы
1
- Катский
4
- Южно-Березовский
2
- Бурный
Источники: ОАО «АК «Транснефть», ОАО «Газпром»
Нефтепровод «Куюмба-Тайшет» пропускной способностью 15 млн тн. в год планируется к вводу в эксплуатацию в 2016 году
Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (ВСТО) проходит от г. Тайшет до порта Козьмино, мощность – 30 млн тн. в год
ОАО «Газпром» планирует масштабное строительство газопроводов в Красноярском крае
«Сила Сибири» – совместный проект
ОАО «Газпром» и CNPC (КНР), мощность газопровода предполагается в 60 млрд м3 в год (более подробно – см. Приложение)
Все участки, расположенные в Красноярском крае и в Республике Саха (Якутия) находятся в непосредственной близости от крупных нефте- и газопроводов, которые могут обеспечить транспортировку добываемого углеводородного сырья в полном объеме
3
2
3
2
3
- Нижневельминский
Проектируемые газопроводы
газопровод «Сила Сибири»

Приказ МПР РФ от 11 ноября 2004 г.
N 689 «Об утверждении Инструкции о порядке установления факта открытия месторождений ПИ»
Порядок получения прав на добычу углеводородного сырья
Лицензия на пользование недрами для
геологического изучения недр с целью поисков и
оценки месторождений углеводородного сырья
Строительство поисковых скважин*
Установление факта открытия месторождения
8
В Роснедра подается заявка о признании факта открытия месторождения (подтверждение первооткрывателя);
При установлении факта открытия месторождения полезных ископаемых выдается свидетельство об установлении факта открытия месторождения полезных ископаемых
6
Получение права пользования
участками недр
В Комиссию для рассмотрения заявок о предоставлении права пользования участками недр подается заявка на получение права пользования недрами при установлении факта открытия месторождения полезных ископаемых на участке недр.
9
Лицензия на пользование недрами для добычи и разведки
углеводородного сырья
(по факту открытия месторождения)
Приказ МПР РФ от 24 января 2005 г. N 23 «Об утверждении Порядка рассмотрения заявок на получение права пользования недрами при установлении факта открытия месторождения полезных ископаемых…»
Государственная экспертиза запасов
7
Проведение государственной экспертизы ГУ «ГКЗ», по результатам которой выносится заключение
Постановление Правительства РФ от 11 февраля 2005 г. N 69 «О государственной экспертизе запасов полезных ископаемых…»
Право пользования участком недр по факту открытия месторождения предоставляется
без проведения аукциона
Условия пользования недрами
* - процедура открытия месторождения полезных ископаемых – этапы 1 - 6
выполнено целиком или частично (см. Приложения)
Разработка, согласование и утверждение программы поисково-оценочных работ
Переработка и переинтерпретация сейсморазведочных данных
Выполнение
геохимических
исследований
Выполнение сейсморазведочных работ
Выполнение электроразведочных
работ
1
2
3
4
5
Точка возможного выхода инвестора из проекта

Бизнес-модель проекта
Нефть
Природный газ
Месторождение
Транснефть (транспортировка)
Локальные потреби-тели (НПЗ, НХК)
Месторождение
Газпром, НОВАТЭК
(покупка газа)
Локальные потреби-тели (НПЗ, НХК)
Газпром
(транспортировка)
(опционально)
Предполагается, что продажа нефти будет совершаться крупным локальным потребителям, находящимся в непосредственной близости от месторождений*:
Нефтеперерабатывающим заводам (НПЗ)
Нефтехимическим компаниям (НХК)
Транспортировка нефти будет осуществляться по нефтепроводу ОАО «АК «Транснефть» (ВСТО)
Цена продажи нефти будет соответствовать внутрироссийским ценам на нефть марки Urals (за минусом стоимости прокачки и экспортной пошлины)
Основной вариант – продажа добываемого газа ОАО «Газпром» или/и ОАО «НОВАТЭК» непосредственно с месторождения с дисконтом к цене покупки природного газа с месторождений Иркутской области и Республики Саха (Якутии)
Альтернативный вариант – продажа природного газа крупным локальным потребителям, аналогично бизнес-модели продажи нефти*
* - данные о перспективных объемах потребления нефти и газа с месторождений приведены в Приложении

Ожидаемый объем добычи нефти
Объем добычи нефти на месторождениях до 2037 года*, млн тн.
Объем извлекаемых запасов нефти, млн тн.
18,63
млн тн.
Ожидается, что добыча нефти на всех четырех месторождениях начнется в 2018 году; выход на плановый объем добычи нефти (плато) будет производиться в течение 3 лет
На протяжении 11 лет (2020-2030 гг.) объем добычи нефти на месторождениях будет стабилен (1,3 млн тонн нефти в год)
Учитывая плановые объемы добычи ожидается, что извлекаемые запасы нефти по месторождениям будут полностью истощены к 2037 году
* - добыча нефти после 2037 года не предполагается

Ожидаемый объем добычи природного газа
Объем добычи природного газа на месторождениях до 2037 года*, млрд м3
Объем извлекаемых запасов газа, млрд м3
10,31
млрд м3
Аналогично добыче нефти, ожидается, что добыча природного газа на всех четырех месторождениях начнется в 2018 году; выход на плановый объем добычи нефти (плато) будет производиться в течение 3 лет
Максимальный объем добычи газа придется на 2020-2022 гг. (0,6 млрд м3 в год)
* - объем добычи газа в 2038-2054 гг. соответствует объему 2037 года

Прогноз доходов
Выручка от реализации нефти и природного газа, млрд руб.
В период 2025-2030 гг. выручка от продажи нефти и природного газа будет относительно стабильна
В период 2031-2036 гг. ожидается значительное снижение выручки по причине истощения запасов нефти и газа на Нижневельминском и Катском участках
Продажа нефти - основная статья доходов от эксплуатации месторождений, на долю которой приходится в среднем 90% всей выручки
В связи выходом на проектную мощность добычи месторождений, в 2018-2020 гг. будет наблюдаться активный рост доходов от реализации нефти и природного газа
Ожидаемое снижение выручки в 2023-2025 гг. связано с истощением запасов нефти и природного газа на Южно-Березовском участке (2023-2024 гг. – природный газ, 2024-2025 гг. – нефть)

Прогноз расходов
Операционные расходы по добыче нефти и природного газа (без учета амортизации), млрд руб.
Динамика операционных расходов по большей части повторяет динамику доходов от реализации нефти и природного газа (основные статьи – НДПИ и эксплуатация скважин)
Доля налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в среднем составляет 60-70% от суммарного объема операционных расходов
Структура расходов (2020 г.)*, млрд руб.
15,3
млрд руб.
* - без учета амортизации
** - расчет на основе показателя удельных операционных затрат российских компаний, более подробно – см. слайд в Приложении

Капитальные инвестиции: без учета инвестиций в реновацию (1/2)
* - без учета налога на добавленную стоимость (НДС)
** - приведены справочно, отражаются как часть операционных расходов согласно ПБУ 24/2011
*** - долг перед учредителем (41 млн руб.) – затраты на разведку, понесенные до 2015 года
**** - платеж за пользование недрами согласно Постановлению Правительства РФ от 4 февраля 2009 г. N 94 "О порядке определения размера разовых платежей за пользование недрами на участках недр..."
Вариант «Добыча нефти и природного газа»
Вариант «Добыча только нефти»
При реализации варианта «Добыча только нефти» возможно снижение капитальных инвестиций на 2,1 млрд руб., или на 13,3%
Основной статьей капитальных расходов являются расходы на освоение (разработку) месторождений:
58% от суммарных расходов (вариант «Добыча нефти и природного газа»)
52% от суммарных расходов (вариант «Добыча только нефти»)
Наибольшая сумма инвестиций в обоих вариантах приходится на год начала эксплуатации месторождений (2018 год)
ИТОГО: 15,8 млрд руб.*
ИТОГО: 13,7 млрд руб.*

Капитальные инвестиции: без учета инвестиций в реновацию (2/2)
Вариант «Добыча нефти и природного газа»
Вариант «Добыча только нефти»
* - инвестиции приведены без учета налога на добавленную стоимость (НДС)
100
%
100
%

Капитальные инвестиции: инвестиции в реновацию
Для поддержания добывающих мощностей потребуется ежегодно совершать инвестиции в реновацию оборудования (капитальный ремонт, обновление оборудования и проч.)
Ожидается, что объем инвестиций в реновацию будет демонстрировать динамику, схожую с динамикой объема производства углеводородного сырья (УВС)
Предполагается, что объем инвестиций в реновацию по варианту «Добыча только нефти» будет на 17% ниже объема инвестиций по варианту «Добыча природного газа и нефти»
Объем инвестиций в реновацию (поддержание добывающих мощностей)*, млрд руб.
* - расчет производился на основе показателя удельных инвестиций в добывающие мощности российских компаний, более подробно – см. слайд в Приложениях

Предполагаемые варианты участия инвестора в проекте
Возможны четыре варианта участия инвестора в проекте:
Вариант 1 (получение лицензии на добычу нефти и природного газа и выход инвестора до начала добычи, выход инвестора из проекта в 2018 году) – инвестор финансирует все расходы, связанные с получением лицензии на добычу нефти и газа, выходит из компании до начала эксплуатации месторождений
Вариант 2 (получение лицензии на добычу и добыча нефти и природного газа) – инвестор финансирует все расходы, связанные с получением лицензии на добычу нефти и газа, обустройством месторождений, консолидирует денежные потоки от эксплуатации месторождений
Вариант 3 (получение лицензии на добычу только нефти и выход инвестора до начала добычи, выход инвестора из проекта в 2018 году) – инвестор финансирует все расходы, связанные с получением лицензии на добычу только нефти, выходит из уставного капитала компании до начала эксплуатации месторождений
Вариант 4 (получение лицензии на добычу и добыча только нефти) – инвестор финансирует все расходы, связанные с получением лицензии на добычу нефти и газа, обустройством месторождений, консолидирует денежные потоки от эксплуатации месторождений
Наиболее оптимальным с точки зрения инвестирования является ВАРИАНТ 3 (максимальный чистый доход инвестора и ROI при ставке дисконтирования в 18,2%)*
EV,
млн долл.
CAPEX,
млн долл.
ROI,
%
Условные обозначения:
EV– стоимость компании; CAPEX – капитальные инвестиции; ROI – рентабельность инвестиций
* - более подробно – см. Приложение

План-график реализации проекта
- предстоящий этап
- реализованный этап
профинансировано

Основные риски по проекту
Условные обозначения:
– максимальная; – выше среднего; – средняя; – низкая

Правовая информация и контакты
Настоящая презентация подготовлена Branan для потенциальных инвесторов ООО «НПО «Наногеология» и/или проекта и является информационно-аналитическим материалом. Данный материал может быть дополнен и/или изменен без предварительного уведомления
Любая информация, содержащаяся в данном документе, не является публичной офертой, советом или рекомендацией к купле/продаже ценных бумаг, долей или осуществлению любых иных инвестиций. Содержание данной презентации не накладывает никаких обязательств ни на ООО «НПО «Наногеология», ни на ее участников по совершению или не совершению каких-либо действий
Branan не несет ответственность за возможные последствия использования настоящего материала и содержащейся в них информации, за любые ошибки или пропуски, имеющиеся в них
Контакты Branan:
Ирина Гарсо
Управляющий директор
[phone]
[e-mail]

Приложения

Рынок сбыта углеводородов: крупные локальные потребители и экспорт в Китай
Сбыт добываемой на месторождениях Республики Саха (Якутия) и Иркутской области возможен предприятиям в области нефте- и газопереработки, способных предъявлять стабильный спрос на добываемые углеводороды
Помимо действующих потребителей в ближайшие годы планируется появление ряда новых потенциальных потребителей сырья
Планируется, что в 2019 году состоится запуск газопровода «Сила Сибири» - для поставок природного газа в Китай в размере до 60 млрд м3 в год**
* - мощность завода - 10,2 млн т при среднем объеме переработки в последние 3 года 10,0 млн т
** - изначально планировалось, что запуск газопровода состоится в 2018 году; ряд экспертов высказывают мнение, что запуск «Силы Сибири» состоится не раньше 2020 года

Удельные операционные затраты на добычу УВС
Операционные затраты на добычу углеводородного сырья включают в себя затраты на сырье и материалы, обслуживание и текущий ремонт оборудования, оплату труда рабочих, проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, приобретение ГСМ и электроэнергии
Удельные OPEX, руб./бар.н.э.*
* - OPEX – операционные затраты; бар.н.э. – баррель нефтяного эквивалента;
источник – данные отчетов компаний
По состоянию на 2014 год наибольшие удельные операционные расходы среди компаний-аналогов наблюдаются у ОАО «НОВАТЭК», наименьшие – у ОАО «НК «Роснефть»
В связи с тем, что малые нефтяные компании с операционной точки зрения являются наиболее эффективными в сравнении с крупными вертикально-интегрированными холдингами, в рамках расчетной модели в качестве удельных операционных расходов были приняты наименьшие значения удельных операционных расходов (аналогично ОАО «НК «Роснефть»)

Удельные капитальные затраты на добычу УВС
Капитальные затраты на добычу углеводородного сырья (инвестиции в реновацию скважин и оборудования) включают в себя затраты на обустройство месторождений, обновление нефтедобывающего оборудования, затраты на проведение капитального ремонта, прочие капитальные расходы, связанные с добычей углеводородного сырья
Удельные CapPEX, руб./бар.н.э.*
* - CapPEX – капиальные затраты; бар.н.э. – баррель нефтяного эквивалента;
источник – данные отчетов компаний
По состоянию на 2014 год наибольшие удельные капитальные расходы среди компаний-аналогов наблюдаются у ОАО «Газпромнефть», наименьшие – у ОАО «НОВАТЭК»
В рамках расчетной модели в качестве удельных капитальных расходов были приняты расходы ОАО «НОВАТЭК»

Оценка стоимости компании и параметры инвестиционного проекта: добыча нефти и природного газа
ВАРИАНТ 1: «Выход инвестора до начала добычи»
ВАРИАНТ 2: «Выход инвестора после начала добычи»
стоимость компании (EV)
объем инвестиций инвестора
доходность инвестиций (ROI)
106 млн долл.
96 млн долл.
19,9 %
стоимость компании (EV)
объем инвестиций инвестора
доходность инвестиций (ROI)
183 млн долл.
229 млн долл.
16,2 %
* - денежные потоки приведены накопительным итогом

Оценка стоимости компании и параметры инвестиционного проекта: добыча только нефти
ВАРИАНТ 3: «Выход инвестора до начала добычи»
ВАРИАНТ 4: «Выход инвестора после начала добычи»
стоимость компании (EV)
объем инвестиций инвестора
доходность инвестиций (ROI)
141 млн долл.
95 млн долл.
23,5 %
стоимость компании (EV)
объем инвестиций инвестора
доходность инвестиций (ROI)
201 млн долл.
199 млн долл.
19,5 %
* - денежные потоки приведены накопительным итогом

СРЕДНЕЕ
Оценка компании методом мультипликаторов (сравнительный метод)
EV / 2P, долл./бар.н.э.
Оценка стоимости компании сравнительным методом производилась с использованием мультипликатора EV / 2P (отношение стоимости компании к величине запасов категории 2P*), что соответствует общепринятой практике оценки стоимости нефтегазовых месторождений
В качестве аналогов были выбраны нефтегазовые компании:
действующие на территории России
не имеющие вертикальной интеграции
относящиеся к малым нефтяным компаниям
Расчет мультипликатора для оценки стоимости ООО «НПО «Наногеология» расчитывался как среднее значение между мультипликаторами компаний-аналогов
В случае формирования устойчивой бизнес-модели добычи и реализации УВС в отношении компании может применяться более высокий мультипликатор
стоимость компании (EV)
137 млн долл.
* - 20% от суммы Д1+Д2
Источник данных: «Есть ли будущее у сектора российских независимых нефтяных компаний?», исследование ЭЦ Сколково (февраль 2014 г.)

Прогнозные финансовые показатели
Динамика EBITDA и EBITDA margin до 2025 года
Вариант «Добыча нефти и природного газа»
Вариант «Добыча только нефти»
Динамика чистой прибыли и рентабельности по чистой прибыли до 2025 года
Вариант «Добыча нефти и природного газа»
Вариант «Добыча только нефти»

Денежный поток на компанию (добыча нефти и природного газа)

Денежный поток на компанию (добыча только нефти)

Структура прибыли до налогообложения (EBIT) в 2020 году
Добыча нефти, млн руб.
EBITDA margin: 48 %
EBIT margin: 39 %
Добыча газа, млн руб.
EBITDA margin: 41 %
EBIT margin: 14 %

Команда инициатора проекта – ключевые эксперты
Роль в проекте: главный специалист по горным работам
Образование:
Иркутский Горный институт, специальность (горный инженер)
Харьковский инженерно-экономический институт (организатор промышленного производства)
Читинский горный институт (заочно), специальность: мастер-взрывник
Общий профессиональный стаж свыше 45 лет
Разумов Владимир Иванович
Роль в проекте: главный геолог
Образование:
Московский государственный университет им. М.В. Ломоносова, специальность: геологическая съемка и поиски месторождений полезных ископаемых (доктор наук)
Общий профессиональный стаж свыше 40 лет
Кулешов Владимир Николаевич
Роль в проекте: инициатор
Образование:
Московский Геологоразведочный институт, специальность: горный инженер открытой разработки редких и радиоактивных металлов
АНХ при Правительстве РФ, специальность: экономика и управление на предприятии
Общий профессиональный стаж свыше 25 лет
Разумов Иван Владимирович
По договоренности с инвестором возможно участие инициатора проекта в качестве эксперта до начала этапа разработки месторождений

Оценка стоимости компании производится методом дисконтированных денежных потоков (DCF)
Дата, на которую производится оценка – 01.01.2015
Период прогнозирования – 2015-2054 гг.
Предполагается, что движение денежных потоков по проекту происходит в середине года
Ставка дисконтирования принята на уровне 18,2% для всех лет реализации проекта; расчет ставки производился на основе модели CAPM для ОАО «НОВАТЭК» с поправкой на риск проекта
Структура финансирования проекта: 100% - собственный капитал, привлечение займов не предусмотрено
Возмещение НДС происходит в год освоения инвестиций, денежный поток по НДС в модели не выделяется
Базовая ставка НДПИ на нефть - 559 руб./тн. (без учета налогового маневра, 2016-2054 гг.); 919 руб./тн. (с учетом налогового маневра, 2017-2054 гг.)
Базовая ставка НДПИ на природный газ - 35 руб./тыс.м3 (2015-2054 гг.)
Применяется общий режим налогообложения доходов компании
Основные предположения, используемые в модели (1/2)
Прогноз цен на нефть марки Urals основан на прогнозе цен на нефть марки Brent и величине спрэда между котировками за 2014 год
Рост цен на услуги ОАО «АК «Транснефть» по перекачке нефти привязан к индексу потребительских цен (ИПЦ)
Дисконт к ценам на газ – 70% от среднего значения экспортной цены по трубопроводу «Сила Сибири» и оптовой розничной ценой на природный газ на внутреннем рынке; дисконт к ценам на нефть – 0%
Выход на прогнозные мощности по добыче нефти и газа производится в течение 3 лет (20%, 50%, 100% соответственно)
Доля попутного нефтяного газа (ПНГ) в структуре добычи природного газа составляет 30%
Применяется линейный метод начисления амортизации; срок амортизации по объектам капитального строительства – 6 лет; амортизация нематериальных активов не производится
Удельные прямые расходы на добычу нефти и газа рассчитаны на основе данных ОАО «НК Роснефть» за 2014 год
Удельные капитальные инвестиции рассчитаны на основе данных годового отчета ОАО «НОВАТЭК» за 2013 год

Основные предположения, используемые в модели (2/2)
Индекс потребительских цен (ИПЦ), %
Курс доллара, руб./долл.
Цены на Urals, долл./баррель
Темпы роста цен на природный газ, %
Источник: Morgan Stanley, ЦБ РФ, МЭР РФ
Источник: CitiBank, Goldman Sachs
Источник: IEA, аналитика Branan
Источник: МЭР РФ
сценарий «Дорогой доллар»
сценарий «Дешевый доллар»

Прогноз отпускных цен на нефть и природный газ
Динамика отпускной цены на нефть, тыс.руб./тн.
Снижение отпускных цен на нефть в рублях связано с неизменностью цен на нефть в долларах, неизменностью курса доллара в период 2016-2054 гг., ростом тарифа на прокачку нефти
Динамика отпускной цены на природный газ (с учетом дисконта 70%), тыс.руб./тыс.м3
CAGR* = -0,4%
CAGR* = 0,9%
* - CAGR (Compound Annual Growth Rate) – среднегодовой темп роста