Tatneft 2013 Investor Presentation RUS

Презентация
для инвесторов
Июнь 2014 года
1
Обзор операционной
деятельности
2
Ресурсная база / Добыча сырой нефти
Доказанные запасы
нефти и конденсата (млн. барр.)
Динамика добычи
600
200
550
509
500
185,6
510
186,0
510
186,0
511
186,6
512
516
187,4
188,2
190
450
400
180
350
300
170
2008
Источник: Отчет по запасам Татнефти за 2013 г. компании «Миллер энд Ленц, Лтд» 2009
2010
2011
Среднесуточная добыча, тыс. барр. в день
2012
2013
Всего добыча, млн. барр. в год
Прочная основа для стабильной добычи
  Значительные запасы нефти и конденсата – 6 млрд. баррелей по
состоянию на 1 января 2014 г.
  Самый продолжительный прогнозируемый срок эксплуатации
месторождений нефти среди крупных российских нефтяных компаний –
32 года
  Основные месторождения находятся в Татарстане – хорошо
разведанном регионе с солидной историей добычи
  Вероятные запасы по состоянию на 1 января 2014 г. – 2,21 млрд.
баррелей
3
Структура реализации
Структура валовой выручки от
реализации сырой нефти
20
28,1
31%
8%
Дальнее
зарубежье
26,2
29%
8%
19,6
33%
3%
10
61%
63%
64%
18,5
32%
3%
65%
0
2010
2011
2012
2013
Покупная нефть
2,7
Ближнее
зарубежье
(страны СНГ)
Внутренний
рынок
10
Объемы, млн. тонн
Объемы, млн. тонн
30
Структура валовой выручки от
реализации нефтепродуктов
8
6
2011
3%
4,5
4
2,9
85%
3%
9%
0
12%
29%
2010
18%
51%
62%
2
40%
2011
2012
2013
Покупные нефтепродукты
Объемы, млн. тонн
1,9
2010
46%
42%
Объемы, млн. тонн
2,8
10,5
9,4
0,9
0,7
2012
2013
2010
1,6
1,4
1,3
2011
2012
2013
Основные изменения в структуре реализации связаны с началом эксплуатации
комплекса ТАНЕКО в 2011 году
4
Добыча сверхвязкой
нефти
5
Добыча СВН на Ашальчинском месторождении
Развитие проекта
  145,6 тыс. тонн (более 1 млн. барр.) сверхвязкой нефти добыто на
Ашальчинском месторождении в 2013 г.
  Пробурено тридцать парных горизонтальных скважин и пять
одиночных горизонтальных скважин для добычи*
  Суточная добыча нефти на Ашальчинском месторождении достигла
650 тонн в день (4 630 барр.)*
  Более 411,2 тыс. тонн (около 3 млн. барр.) добыто на
Ашальчинском месторождении с начала освоения*
  301 горизонтальная скважина запланирована (включая уже
пробуренные), в том числе 120 в 2015 году и 101 в 2016 году
Добывающая скважина на Ашальчинском месторождении, фото Татнефть
  Создается и расширяется специализированная инфраструктура для
обеспечения добычи, подготовки и транспортировки СВН
  Планы по добыче: 195 тыс. тонн (1,4 млн. барр.) в 2014 году, 382
тыс. тонн (2,7 млн. барр.) в 2015 году и 631 тыс. тонн (4,5 млн.
барр.) в 2016 году
  Налоговое стимулирование:
•  Нулевая ставка налога на добычу полезных ископаемых
(НДПИ) при добыче сверхвязкой нефти
•  10% от экспортной пошлины на обыкновенную нефть (режим
«10-10-10»)
* По состоянию на 30 мая 2014 г.
Специализированный ремонтный станок с наклонной мачтой, фото Татнефть
6
Комплекс ТАНЕКО
7
Результаты деятельности ТАНЕКО в 2013 году
Основные результаты
Производственные установки ТАНЕКО
  Переработано нефти - 7,62 млн. тонн
  ЭЛОУ-АВТ-7 – атмосферная и вакуумная переработка
  Глубина переработки – 73,54% (ср. по РФ –
71,5%)
  Блок стабилизации нафты
  Выход светлых нефтепродуктов – 48,16%
  Проектная мощность 7 млн. т/год, в 2013 году
достигнута производительность 115% от
проектной (после первого планового ремонта)
Произведенные нефтепродукты
В 2013 году ТАНЕКО произведено 7,57 млн.
тонн нефтепродуктов, включая:
нефти (проектная мощность 7 млн. т/год нефти, в 2013
году достигнута производительность 115% от проектной)
– стабилизация
прямогонной нафты с атмосферного блока (проектная
мощность 1,1 млн. т/год)
  Висбрекинг
– легкий термический крекинг гудрона
(вакуумного остатка) (проектная мощность 2,4 млн. т/год
по гудрону)
  Комбинированная установка получения серы
–
получение элементарной серы (проектная мощность –
279 тыс. тонн в год)
  Средние дистилляты (печное топливо, топливо судовое маловязкое, КГФ, пр.) – 2,3 млн.
тонн
  Вакуумный газойль (ВГО) – 1,9 млн. тонн
  Мазут товарный – 1,9 млн. тонн
  Прямогонный бензин – 562 тыс. тонн
  Бензин газовый стабильный – 537 тыс. тонн
Панорама комплекса ТАНЕКО с высоты птичьего полета, фото ОАО «ТАНЕКО», май 2014 года
8
Комбинированная Установка Гидрокрекинга
Схема переработки в 2014 году
Технологические установки
  Установка гидрокрекинга – крекирование в среде
водорода нефтепродуктов (ВГО, тяжелого газойля
коксования) с фракционированием – производство
дизельного топлива, бензиновых и керосиновых
фракций (проектная мощность 2,9 млн. т/год по сырью)
  Установка производства масел – выработка
базовых масел из остатка гидрокрекинга (проектная
мощность 250 тыс. тонн в год)
  Производство водорода – две установки
производства водорода (100 и 22 тыс. тонн в год,
соответственно) и блок очистки водородо-содержащего
газа (7 тыс. тонн в год) – получение водорода чистотой
99,9%
План производства в 2014 году
 
 
Схема переработки и выхода продукции является примерной. Фактические результаты могут отличаться и
зависят от множества факторов, включая технические и экономические
Выход светлых нефтепродуктов – около 71%
В 2014 году запланировано* производство следующих
нефтепродуктов:
•  Дизельное топливо Класса 5 – до 1,1 млн.
тонн
•  Средние дистилляты – до 2,5 млн. тонн
•  Нафта для нефтехимии/прямогонный бензин –
до 1,7 млн. тонн
•  ВГО гидрокрекинга – до 470 тыс. тонн
•  Реактивное топливо – до 200 тыс. тонн
•  Топочный мазут – до 2,1 млн. тонн
* План производства является прогнозным и подлежит корректировке в течение года
9
План производства после пуска ЗК в 2015 г.
Ожидаемая схема переработки в 2015 году
Роль замедленного коксования
  Установка замедленного коксования –
переработка гудрона (полная переработка
внутри комплекса с достижением глубины около
95%) с производством нафты, легкого и тяжелого
газойлей коксования и нефтяного кокса
  Мощность установки – 2 млн. тонн в год по
сырью
  Тяжелый газойль коксования будет
использоваться в к ачестве сырья для
переработки на установке гидрокрекинга, а
впоследствии, после пуск а гидроочистки
тяжелого газойля коксования, на каталитическом
крекинге
  Легкий газойль коксования будет в
будущем поступать на установку гидроочистки
дизельного топлива
  Нефтяной кокс будет использоваться в
Схема переработки и выхода продукции является примерной. Фактические результаты могут отличаться и
зависят от множества факторов, включая технические и экономические
качестве топлива для сжигания на Нижнекамской
ТЭЦ для выработки электроэнергии, после
завершения начатой недавно реконструкции на
электростанции (последняя входит в группу
Татнефти и вырабатывает электроэнергию, в том
числе, для ТАНЕКО и иных предприятий группы в
регионе)
10
Развитие ТАНЕКО
Основные этапы
развития ТАНЕКО
Следующие этапы*
  2005 год – решение о реализации
проекта
  2015 год – установки замедленного
коксования (переработк а мазута),
  2007 год – начало строительномонтажных работ на комплексе
  2011 год – начало эксплуатации
  2013 год – пуск гидрокрекинга
  2014 год – строительство установок
замедленного коксования,
гидроочистки
гидроочистки нафты
  Начиная с 2016 год (поэтапно) –
установки гидроочистки тяжел ого
газойля коксования, изомеризации,
каталитического риформинга,
каталитический крекинг
  Рассматривается увеличение первичной
Инвестиции
  Н а 3 1 д е к а б ря 2 0 1 3 год а о б ще е
увеличение основных средств ТАНЕКО на
балансе группы Татнефти по ОПБУ США/
МСФО составило 231,4 млрд. рублей
(21,9 млрд. руб. в 2013 году)
  Ежегодное увеличение основных средств
ТАНЕКО по МСФО в ближайшие годы
ожидается на уровне 2012-2013 гг.
переработки до 14 млн. т/год
2011 год
Индекс Нельсона 3,68
ЭЛОУ-АВТ-7
Первичная переработка
2013-2014 гг.
Индекс Нельсона 6,53
Гидрокрекинг
Производство масел
* Указаны сроки пуска установок в эксплуатацию исходя из планов и ожиданий на май 2014 года
После 2015 г.
Индекс Нельсона до 12,15
Коксование, гидроочистки,
ароматика/изомеризация,
каталитический крекинг
Индекс Нельсона является расчетным показателем
11
Обзор финансовых
результатов по МСФО
12
Консолидированная финансовая отчетность:
Отчет о прибыли или убытке и Отчет о движении денежных средств
Консолидированный отчет о прибыли или
убытке, млрд. руб.
2012
2013
Изм % ,
2013/2012
Валовые Продажи
626,6
646,6
3%
Минус экспортные пошлины и акцизы
(182,5)
(191,6)
5%
Выручка, нетто
444,1
455,0
2%
Р асходы и прочие вычеты
342,4
350,6
2%
EBITDA (*)
119,4
123,7
4%
Рентабельность по EBITDA
27%
27%
Прибыль за год
78,4
78,3
0%
Чистая прибыль (относящаяся к
акционерам Группы)
73,5
70,8
-4%
Свободный денежный поток, млрд. руб.
2012
2013
Изм. % ,
2013/2012
Денежные средства от операционной
деятельности
90,6
118,1
30%
Приобретение основных средств
(50,8)
(56,8)
12%
Свободный денежный поток
39,8
61,3
54%
Нетто- изменение поступлений и
выплат денежных средств по
кредитам и займам
(29,2)
(23,6)
-19%
Дивиденды
(16,6)
(20,5)
23%
(*) Мы определяем EBITDA как выручку, нетто минус (a) расходы и прочие вычеты плюс (b) износ, истощение, амортизация в
соответствии с нашей консолидированной финансовой отчетностью.
13
Динамика расходов
Эксплуатационные расходы, руб./барр.
260
240
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
251,9
200,7
219,8
+14,6%
+9,5%
172,2
+16,6%
153,5
+12,2%
2009 сред.
2010 сред.
2011 сред.
2012 сред.
2013 сред.
Эксплуатационные расходы, руб./барр.
Капитальные затраты * за 2013 г.
по сегментам, млрд. руб.
Удельные расходы*, руб./барр.
1,9
21,9
1 540
1 335
9%
7%
9%
10%
14%
1 596
Прочие расходы
8%
10%
15%
Транспортные расходы
14%
30%
0,9
30%
30%
27,4
Переработка и реализация, Строительство ТАНЕКО
Переработка и реализация, прочее
Разведка и добыча нефти
Нефтехимия
* Включая неденежные поступления, но исключая изменение в обязательствах по
выводу активов из эксплуатации
Коммерческие
общехозяйственные и
административные расходы
Операционные расходы
40%
37%
37%
Налоги, кроме налога на
прибыль
2011
2012
2013
* За исключением стоимости приобретенных нефти и нефтепродуктов. Налоги,
кроме налога на прибыль не включают экспортные пошлины и акцизы
14
Обзор заемных средств
Структура заемных средств, млрд. руб.
100
Кредиты и займы на
31.12.2012
100,6
70,1
84,8
60
57,0
40
20
19,8
0
2010
2011
2012
2013
Краткосрочные кредиты и займы
Долгосрочные кредиты и займы, за вычетом краткосрочной части
Чистый долг
Сроки погашения долгосрочных
заемных средств, млрд. руб.
40
Частичное погашение
кредит. линии на $2 млрд.
долл. (открыта в 2010г.)
(14,9)
Частичное погашение
кредит. Линии на $1.5
млрд. долл. (открыта в
2009г.)
(2,6)
Кредитная линия на $75
млн. долл. (открыта в
2011г.)
(0,2)
Кредитная линия на $144.48
млн. долл. (открыта в
2011г.)
0,4
Ку рсов ые разницы по
кредит. лин. на $1.5млрд.,
$2млрд., $0.55 млрд., $75
млн. и $144.48 млн
31,6
30
3,7
20
10
5,5
Прочие кредиты и займы
3,6
3,7
от 2-х до 5-и лет
свыше 5 лет
0
в течение 1 года от 1-го года до 2-х
лет
Кредиты и займы на
31.12.2013
(7,2)
Показатель Заемные средства/ EBITDA по состоянию на 31.12.13: 0,40
80
Изменение структуры заемных средств,
млрд. руб.
49,3
15
Выручка и расходы: сравнение 2013 г. с 2012 г.
Млрд. руб.
2,3
19,4
1,7
(3,3)
(9,2)
455,0
444,1
Увеличение на 10,9 млрд. руб.
Выручка
Выручка, нетто
за 2012 г.
Экспортные
пошлины и
акцизы
2,5
Расходы
Цены на сырую
нефть
3,0
1,3
3,2
Увеличение на 8,2 млрд. руб.
НДПИ
Продажи
Выручка, нетто
продуктов
за 2013 г.
нефтехимии и
прочие продажи
(1,8)
342,4
Расходы за 2012 г.
Цены на
Объемы продаж
нефтепродукты
Операционные
расходы
350,6
Транспортные Коммерческие, Прочие расходы Раходы за 2013 г.
расходы общехозяйственные,
административные
расходы
16
Чистая
прибыль,
руб./барр.
(8,3)
(11,2)
EBITDA за 2013 г.
Увеличение на 3,1%
Снижение на 4,0%
Чистая прибыль за
2013 г.
(17,1)
Прочие расходы
19,1
Налоги на прибыль и
прочие расходы
(15,7)
Курсовые разницы
(15,7)
Коммерческие,
общехозяйственные,
административные
расходы
(6,8)
Амортизация,
истощение, износ
(6,8)
Операционные
расходы
Транспортные
расходы
637,4
Коммерческие,
общехозяйственные,
административные
расходы
392,1
Налоги
(26,8)
Операционные
расходы
(26,8)
Транспортные
расходы
Стоимость
приобретенных
нефти и
нефтепродуктов
Выручка, нетто
57,8
Налоги
57,8
Стоимость
приобретенных
нефти и
нефтепродуктов
Выручка, нетто
EBITDA за 2012 г.
EBITDA,
руб./барр.
Чистая прибыль за
2012 г.
EBITDA и Чистая прибыль на баррель:
сравнение 2013 г. с 2012 г.
9.6
(17,1)
657,5
19,1
(6,7)
376,4
17
Важное примечание
ВАЖНОЕ ПРИМЕЧАНИЕ
ДАННАЯ ПРЕЗЕНТАЦИЯ ПРЕДОСТАВЛЯЕТСЯ ВАМ ТОЛЬКО В ИНФОРМАЦИОННЫХ ЦЕЛЯХ И НЕ МОЖЕТ КОПИРОВАТЬСЯ В ЛЮБОЙ ФОРМЕ ИЛИ ПРЕДОСТАВЛЯТЬСЯ ТРЕТЬИМ
ЛИЦАМ, А ТАКЖЕ ПУБЛИКОВАТЬСЯ, ПОЛНОСТЬЮ ИЛИ ЧАСТИЧНО, ДЛЯ КАКИХ БЫ ТО НИ БЫЛО ЦЕЛЕЙ. НЕВЫПОЛНЕНИЕ ДАННОГО ТРЕБОВАНИЯ МОЖЕТ РАССМАТРИВАТЬСЯ КАК
НАРУШЕНИЕ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА О ЦЕННЫХ БУМАГАХ.
ДАННАЯ ПРЕЗЕНТАЦИЯ НЕ ПРЕДСТАВЛЯЕТ СОБОЙ ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПРОДАТЬ ИЛИ КУПИТЬ, РЕКОМЕНДАЦИЮ ПРОДАТЬ ИЛИ КУПИТЬ КАКИЕ-ЛИБО ЦЕННЫЕ БУМАГИ ОАО
«ТАТНЕФТЬ» («КОМПАНИЯ») ИЛИ ЛЮБЫХ ЕЕ АФФИЛИРОВАННЫХ ЛИЦ. НИ ДАННАЯ ПРЕЗЕНТАЦИЯ, НИ ИНФОРМАЦИЯ, СОДЕРЖАЩАЯСЯ В НЕЙ, НЕ СОСТАВЛЯЮТ ОСНОВУ ДЛЯ
ПОДПИСАНИЯ СОГЛАШЕНИЯ ИЛИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА.
НЕЗАВИСИМАЯ ПРОВЕРКА ИНФОРМАЦИИ В ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ НЕ ПРОВОДИЛАСЬ. НЕ ДАЕТСЯ НИКАКИХ ЗАВЕРЕНИЙ ИЛИ ГАРАНТИЙ, ЯВНЫХ ИЛИ ПОДРАЗУМЕВАЕМЫХ,
ОТНОСИТЕЛЬНО ИСТИННОСТИ, ТОЧНОСТИ, ПОЛНОТЫ И ПРАВИЛЬНОСТИ ИНФОРМАЦИИ, МНЕНИЙ И ЗАКЛЮЧЕНИЙ В ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ. В ОБЪЕМЕ, ДОПУСТИМОМ
ПРИМЕНИМЫМ ПРАВОМ, КОМПАНИЯ И ЕЕ АФФИЛИРОВАННЫЕ ЛИЦА ИЛИ СВЯЗАННЫЕ ЮРИДИЧЕСКИЕ ЛИЦА, КАЖДЫЙ ИХ РАБОТНИК, ДИРЕКТОР, СОТРУДНИК, АГЕНТ ИЛИ
КОНСУЛЬТАНТ СНИМАЮТ С СЕБЯ КАКУЮ-ЛИБО ОТВЕТСТВЕННОСТЬ (ВКЛЮЧАЯ, БЕЗ КАКИХ-ЛИБО ОГРАНИЧЕНИЙ, ОТВЕТСТВЕННОСТЬ, ВОЗНИКАЮЩУЮ В РЕЗУЛЬТАТЕ УМЫСЛА
ИЛИ НЕБРЕЖНОСТИ) ЗА КАКИЕ-ЛИБО ПОТЕРИ В РЕЗУЛЬТАТЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ ИЛИ ЕЕ СОДЕРЖАНИЯ ИЛИ ИНЫМ СПОСОБОМ, ВОЗНИКАЮЩУЮ В СВЯЗИ С
НЕЙ. ДАННАЯ ПРЕЗЕНТАЦИЯ НЕ ЯВЛЯЕТСЯ РЕКОМЕНДАЦИЕЙ ОТНОСИТЕЛЬНО ЦЕННЫХ БУМАГ КОМПАНИИ ИЛИ ЕЕ АФФИЛИРОВАННЫХ ЛИЦ.
ВОПРОСЫ, ОБСУЖДАЕМЫЕ В ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ, МОГУТ СОДЕРЖАТЬ ПРОГНОЗНЫЕ ЗАЯВЛЕНИЯ. ОНИ ПОЯВЛЯЮТСЯ В РЯДЕ МЕСТ В ПРЕЗЕНТАЦИИ И ОПРЕДЕЛЯЮТСЯ
СЛОВАМИ «ОЖИДАЕТСЯ», «НАМЕРЕВАЕТСЯ», «ПЛАНИРУЕТСЯ», «БУДЕТ», «СТРЕМИТСЯ», «ПРЕДСКАЗЫВАЕТСЯ», «ПРОГНОЗИРУЕТСЯ» И ИНЫМИ ПОХОЖИМИ ВЫРАЖЕНИЯМИ.
ТАКИЕ ПРОГНОЗНЫЕ ЗАЯВЛЕНИЯ В ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИЯ НЕСУТ В СЕБЕ РИСКИ, НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ И ИНЫЕ ФАКТОРЫ, КОТОРЫЕ МОГУТ ПРИВЕСТИ К ТОМУ, ЧТО
ДЕЙСТВИТЕЛЬНЫЙ РЕЗУЛЬТАТ БУДЕТ ЗНАЧИТЕЛЬНО ОТЛИЧАТЬСЯ ОТ ЗАЯВЛЕННОГО РЕЗУЛЬТАТА.
НИ МЫ, НИ НАШИ АГЕНТЫ, СОТРУДНИКИ ИЛИ КОНСУЛЬТАНТЫ НЕ ПЛАНИРУЮТ И НЕ НЕСУТ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО ПРЕДОСТАВЛЕНИЮ, ИЗМЕНЕНИЮ, ОБНОВЛЕНИЮ ИЛИ
ПЕРЕСМОТРУ ПРОГНОЗНЫХ ЗАЯВЛЕНИЙ, ПРЕДСТАВЛЕННЫХ В ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ.
ИНФОРМАЦИЯ И МНЕНИЯ, СОДЕРЖАЩИЕСЯ В ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ, ПРЕДОСТАВЛЕНЫ НА ДАТУ СОСТАВЛЕНИЯ ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ И МОГУТ ИЗМЕНЯТЬСЯ БЕЗ
УВЕДОМЛЕНИЯ. ПРЕДОСТАВЛЕНИЕ МАТЕРИАЛОВ В РАМКАХ ПРЕЗЕНТАЦИИ НЕ ПОДРАЗУМЕВАЕТ, ЧТО ИНФОРМАЦИЯ, СОДЕРЖАЩАЯСЯ В НЕЙ, БУДЕТ ЯВЛЯТЬСЯ ДОСТОВЕРНОЙ
ПОСЛЕ ДАТЫ ПРЕЗЕНТАЦИИ.
ТЕКУЩИЕ ИЛИ ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ ВЛАДЕЛЬЦЫ ЦЕННЫХ БУМАГ КОМПАНИИ НЕ ДОЛЖНЫ РАССМАТРИВАТЬ ДАННУЮ ПРЕЗЕНТАЦИЮ КАК РЕКОМЕНДАЦИЮ ПО ЮРИДИЧЕСКИМ,
НАЛОГОВЫМ ИЛИ ИНВЕСТИЦИОННЫМ ВОПРОСАМ И ДОЛЖНЫ ПРОВЕСТИ СОБСТВЕННУЮ ОЦЕНКУ ДАННЫХ И ИНЫХ ВОЗМОЖНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ ПРЕДПОЛАГАЕМЫХ СДЕЛОК,
ОПИСАННЫХ В ПРЕЗЕНТАЦИИ. ДАННАЯ ПРЕЗЕНТАЦИЯ НЕ ПРИНИМАЕТ ВО ВНИМАНИЕ ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ЦЕЛИ, ФИНАНСОВУЮ СИТУАЦИЮ ИЛИ ИНДИВИДУАЛЬНЫЕ
ПОТРЕБНОСТИ ИНВЕСТОРА. ПОТЕНЦИАЛЬНЫМ ИНВЕСТОРАМ РЕКОМЕНДУЕТСЯ ПРОВЕСТИ СОБСТВЕННУЮ ПРОВЕРКУ.
ИНФОРМАЦИЯ В ДАННОЙ ПРЕЗЕНТАЦИИ НЕ ЯВЛЯЕТСЯ РЕКЛАМОЙ ЦЕННЫХ БУМАГ ОАО «ТАТНЕФТЬ» В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И НЕ ИМЕЕТ ЦЕЛЬЮ ПРИВЛЕКАТЬ ВНИМАНИЕ,
СОЗДАВАТЬ ИЛИ ПОДДЕРЖИВАТЬ ИНТЕРЕС К ОАО «ТАТНЕФТЬ» ИЛИ ЦЕННЫМ БУМАГАМ, И ПРОДВИГАТЬ ИХ НА РЫНКЕ, А ТАКЖЕ СПОСОБСТВОВАТЬ ПРОДАЖЕ, ОБМЕНУ ИЛИ ИНОЙ
ПЕРЕДАЧЕ ЦЕННЫХ БУМАГ В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, ИЛИ РОССИЙСКОМУ ФИЗИЧЕСКОМУ ИЛИ ЮРИДИЧЕСКОМУ ЛИЦУ, ИЛИ В ПОЛЬЗУ РОССИЙСКОГО ФИЗИЧЕСКОГО ИЛИ
ЮРИДИЧЕСКОГО ЛИЦА.
18