ДПМ-2

Энел Россия – генерирующая компания в сегментах электро- и теплогенерации. Установленная мощность по выработке электроэнергии – 9,4 ГВт, тепловой энергии – 2382 Гкал/ч. Входит в международную энергетическую Группу Enel.

Мы понижаем рекомендацию по акциям Энел Россия с «покупать» до «держать» и целевую цену с 1,50 до 1,21 руб. после пересмотра ожиданий по дивидендам за 2019-2020 г.

Прибыль акционеров за 2018 г. снизилась на 10% под влиянием уменьшения чистого отпуска электроэнергии на 1,6%, реализации мощности, увеличения резервирования по дебиторской задолженности, но в целом результаты были ожидаемы.

Компания подтвердила планы направить 65% базовой прибыли на дивиденды по итогам 2018 г., но не обозначила цели по выплатам с 2019 года. Есть риск того, что эмитент может перераспределить средства в пользу инвестиций. Мы снизили допущение по норме выплат 2019П до 45% и 40% 2020П. Вместе с тем, мы отмечаем, что акции смогут оставаться конкурентными по дивидендному критерию при средней ожидаемой дивидендной доходности 8,0% DY2019-2020П. Ближайший дивиденд DPS 2018П 0,141 руб. транслирует лучшую доходность в генерации – 13,9%.

Потенциал компании мы связываем с более долгосрочными перспективами – запуском ветряных станций с суммарной мощностью 291 МВт и потенциально с вхождением в 1-й раунд программы модернизации ДПМ-2.

Малых Наталия
ГК «ФИНАМ»

Финрезультаты ТГК-1 за 2018 нейтральные, дивидендная доходность за 2018П 5.5% 

Выручка в 2018 выросла на 5.5% г/г до 87.6 млрд руб. из-за сильного снижения выработки ГЭС в 4К18 (-25% г/г до 2.5 ТВтч). Тем не менее рост операционных расходов остался умеренным (+4.7% г/г, медленнее роста выручки), что поддержало EBITDA (+2.4% г/г до 20.9 млрд руб.). Чистая прибыль за 2018 показала заметный рост на 32% г/г до 10.4 млрд руб., отражая рост EBITDA, а также снижение финансовых затрат на 43% г/г благодаря сокращению долговой нагрузки (чистый долг на конец 2018 составил 10.6 млрд руб., -40% по сравнению с концом 2017). FCF упал на 5% г/г до 7.4 млрд руб., преимущественно из-за снижения OCF и роста капзатрат на 14% г/г (до 10.9 млрд руб.). Во время телеконференции ТГК-1 заявила, что ожидает субсидию на тепловые тарифы в размере 2 млрд руб. в 2019, но прогнозирует дальнейшее замедление выработки ГЭС г/г (против 12.8 ТВтч в 2018). Капзатраты в 2019 должны остаться неизменными г/г, а окончательное решение по участию в ДПМ-2 пока не принято.

НЕЙТРАЛЬНЫЕ результаты, на наш взгляд, поскольку основной позитивный фактор — впечатляющий рост чистой прибыли — в целом ожидался. Исходя из коэффициента выплат 26% чистой прибыли по РСБУ (которая, в отличие от показателя по МСФО, упала на 3% г/г до 7.1 млрд руб.), ТГК-1 должна выплатить 0.00048 руб. на акцию (доходность 5.5%), что ниже 7% у Мосэнерго и ОГК-2.

АТОН

Мосэнерго: финансовые результаты за 4К18 и телеконференция    

Мосэнерго опубликовала финрезультаты за 4К18 в четверг (7 марта), а вчера провела телеконференцию по их итогам. Выручка за 4К18 выросла на 4% г/г на фоне высокой выручки в сегменте электроэнергия и тепло (+9% г/г до 52.3 млрд руб.), которая была несколько нивелирована снижением выручки от продажи мощности на 24% г/г (до 9.8 млрд руб.) после истечения срока действия ДПМ у трех энергоблоков в 2018. Это оказало давление на EBITDA (-7% г/г до 14.3 млрд руб., рентабельность -3 пп г/г до 23%), несмотря на рост маржинальной прибыли (выручка за вычетом переменных операционных расходов) от электроэнергии и тепловой энергии на 11% г/г. В связи с этим чистая прибыль упала на 8% г/г до 7.4 млрд руб. (2018: -14% г/г до 21.4 млрд руб.), а FCF завершил 4К в небольшом минусе (2018: -29% г/г на уровне 18.9 млрд руб.). На телеконференции Мосэнерго сообщила, что планирует принять участие в первом тендере ДПМ-2 в апреле (мощность не уточнялась), а капзатраты в 2019 должны составить 14 млрд руб. (против 16.7 млрд руб. в 2018).

( Читать дальше )

Правительство утвердило программу модернизации ДПМ-2: 41 ГВт за 1.9 млрд руб. капзатрат  

Как сообщает Коммерсант, вчера правительство утвердило основные положения программы модернизации ДПМ-2. Программа предусматривает модернизацию 41 ГВт мощности ТЭС (против объявленных ранее 38-40 ГВт) и потребует совокупных капзатрат в размере 1.9 млрд руб. (против 1.7 млрд руб.) в течение 10 лет, в то время как повышенные тарифы ДПМ-2, необходимые для того, чтобы окупить инвестиции генераторов в модернизацию, должны будут применяться до 2035. Тем не менее промышленное лобби считает, что общие платежи по модернизации будут взиматься до 2046 и будут значительно выше — до 8.2 млрд руб. (4.2 млрд руб. в европейской ценовой зоне, 2.4 млрд руб. в сибирской ценовой зоне + 1.6 млрд руб. из-за роста цен на старые мощности на 20%).

Программа ДПМ-2 была ожидаемо одобрена правительством с незначительными изменениями параметров капзатрат / мощности, первый тендер на 11 ГВт должен состояться в апреле 2018. В теории механизм ДПМ-2 не должен существенно увеличивать нагрузку на потребителей, в настоящее время, но по нашему мнению, сложно оценить потенциальный эффект от модернизации, учитывая, что проекты будут отбираться на основе конкурентных параметров, и лишь немногие компании четко объявили о своих планах модернизации (например, Интер РАО). НЕЙТРАЛЬНО для генерирующих компаний на данном этапе.

АТОН

«Хотели, как лучше, а получилось, как всегда» эта приписанная Виктору Степановичу Черномырдину цитата как нельзя лучше подходит для проекта ДПМ.

Для того что бы понять почему большинство генератов в последнее время теряют в цене необходимо вспомнить историю программы ДПМ.

( Читать дальше )