Обновленные за 2012 год прогнозы менеджмента компаний ГЭХа, в целом, оказались на уровне наших ожиданий (кроме ОГК2, где прогнозы менеджмента оказались хуже наших ожиданий). 
Мы положительно оцениваем стремление менеджмента компаний ограничить рост расходов (например сохранить уровень нетопливных операционных издержек в 2013 году на уровне 2012 года) через оптимизацию персонала и автоматизацию деятельности. Тем не менее, мы пока не вставили эту политику в нашу модель, так как не уверены в её полноценной реализации (однако в случае отражения результатов оптимизации на отчетности ближайших кварталов этот параметр будет в соответствующем объеме представлен в DCF-модели
Нас обрадовала уверенность менеджмента ТГК1 относительно перехода теплосетей Санкт-Петербурга на RAB де-факто в следующем году (что подтвердило наши ожидания). В то же время мы не учитываем этот факт в нашей модели по компании, так как не знаем точных параметров перехода. Кроме того, мы считаем, что в следующем году закончится объединение теплосетей ТГК1 и города. В результате, ТГК1 получит 50% в совместном предприятии и возможность постепенного перевода тепловой мощности городских котельных на ТЭЦ компании, что позволит увеличить сетевой тариф на большую величину. Похожая ситуация разворачивается и в Мосэнерго, что способно привести к росту тепловой нагрузки в ближайшие годы, как минимум, на 10%.
Подробности обсуждаемого сейчас межу генераторами и Минэнерго плана по модернизации приятно нас удивили. В частности, мы ожидали, что проектный IRR будет на уровне 12%, а не означенных 14%. Тем не менее, мы предпочитаем дождаться официального опубликования документов, чтобы делать окончательные выводы относительно влияния этих проектов на стоимость генераторов в целом
Менеджмент так и не озвучил статус новой методики расчета ДПМ, которая грозит снизить доходы от ДПМ тарифов где-то на треть. Хотя мы считаем, что методика расчета останется прежней, неопределенность отображается нами в виде повышенного WACC. Разрешение этого вопроса способно увеличить оценку компаний ГЭХа на 5-10%.
Мы пока оставляем наши старые рекомендации по компаниям ГЭХа ПОКУПАТЬ со справедливыми ценами на уровне 1,09 рубля (ОГК2), 0,0115 рубля (ТГК1) и 1,91 рубля (Мосэнерго) и потенциалами роста на уровне 211,7%, 117% и 65,5% соответственно
Ожидания по обновленному бизнес-плану в Мосэнерго и ТГК1 оказались на уровне как наших, так и консенсусных ожиданий рынка, в то время как ожидания менеджмента по ОГК2 нас, как и рынок разочаровали.
Примечание: консолидированные данные. Данные по ТГК 1 включают фактический и ожидаемый результат теплосетей Петербурга и Мурманской ТЭЦ сообразно владению ТГК1
Так, в частности, по ТГК 1 позитивные ожидания менеджмента относительно величины EBITDA и выручки базируются как на ожидании более высокого уровня водности на ГЭС, чем в 2011 году, и на вводе блока Правобережной ТЭЦ, произошедшего на днях, что, по оценкам менеджмента, приведет к увеличению выработки электроэнергии на 13,1% и теплоэнергии на 5,1% год к году в 4 квартале, так и благодаря, вероятно, также переводу части тепловой мощности городских котельных на ТЭЦ ТГК 1 в Санкт-Петербурге. Кроме того, менеджмент упомянул о 1,33 млрд. рублей экономии на нетопливных издержках
В целом, мы согласны с этими факторами, что и отразилось в близости наших прогнозов и бизнес-плана компании на 2012 год. В то же время мы пока не учли часть указанной экономии, так как не уверены в её постоянной основе. Однако, если указанная менеджментом экономия на издержках и ремонтах, все же будет иметь устойчивый характер и отразится в отчетности ближайших кварталов, то мы также доучтем её в модели в том масштабе, в котором она отразится в отчетности. Кроме того, стоит отметить, что наши ожидания относительно введения RAB в теплосетях Санкт-Петербурга в целом оправдываются и теплосети (по заверениям менеджмента) должны де-факто начать переходить на RAB с 1 июля 2013 года (при этом указ губернатора относительно перехода должен появиться в ближайшие месяцы). По нашим оценкам, переход на RAB позволит теплосетям выйти по сути на самообеспечение по инвестпрограмме с 2013-2014 года и даже в отдаленной перспективе (через 5-7 лет по мере появления экономии на издержках от замены стальных труб на пластиковые) перейти на режим выплаты ежегодных дивидендов акционерам. Мы считаем, что после появления информации относительно полностью согласованного перехода на RAB акции компании реализуют часть своего потенциала роста
Ожидания менеджмента ОГК2 относительно результатов компании по году несколько разочаровали. В частности, разочаровали как ожидания по выручке, так и по показателю EBITDA, которые оказались на 6,5% и 17% соответственно ниже наших ожиданий. Мы связываем это с недостаточным (по сравнению с провальным 2 кварталом) ростом производства электроэнергии в четвертом квартале, который составит (по ожиданиям менеджмента) всего 1,5% год к году. При этом, в целом по году, менеджмент ожидает падение производства электроэнергии на 3,6%, несмотря на ввод 950 МВт ДПМ проектов год назад (т.е. ориентировочно производство электроэнергии на старых мощностях упало на 13%).
Что касается прогноза по Мосэнерго, то они нас не удивили, так как наши оценки полностью совпали с ожиданиями менеджмента. Стоит отметить заверения менеджмента (с которыми мы согласны) относительно величины ожидаемого снижения выработки электроэнергии на 5,6% год к году, связанного в первую очередь с расшивкой ФСК ЕЭС узких мест в московской энергосистеме, что увеличило перетоки и снизило долю Мосэнерго и того, что основной эффект от расшивки уже произошел и в следующем году выработка будет на ожидаемом в этом году уровне или чуть выше. Также ожидаемыми стали и заявления о переходе в обозримом будущем части мощности городских котельных на ТЭЦ Мосэнерго и увеличению нагрузки на ТЭЦ, благодаря взятию в аренду теплосетевого хозяйства г.Химки в аренду, которые мы расцениваем, как подтверждение нашего хода мыслей относительно будущего компании. В целом, мы согласны с оценками менеджмента относительно роста производства теплоэнергии в ближайшие годы на 10%.
На дне аналитика были затронуты и общеотраслевые проблемы
Модернизация мощностей или ДПМ
Подробности программы по модернизации генерирующих мощностей, пожалуй, являются одним из наиболее ожидаемых элементов изменения модели энергорынка в сфере генерации. По словам менеджмента, следует ожидать близких к ДПМ условий по реализации проектов. В частности, IRR ожидается на уровне 14%, для компаний, входящих в ГЭХ, среднее снижение расхода топлива (по итогам модернизации к 2020 году) на уровне 36 граммов на квт.ч. или где-то на 10-11%, общий объем модернизации оценивается менеджментом в 3,9 Гвт (при этом 62% общей программы приходится на Мосэнерго).
При этом, надо заметить, что оценки менеджмента и Минэнерго на объем модернизации различаются кардинально (7,2 Гвт оценки Минэнерго против 3,9 Гвт оценки менеджмента), особенно в случае ОГК 2, где менеджмент ожидает, что модернизация ограничится только 850 Мвт против 3440 Мвт в планах Минэнерго. В целом, ожидаемый менеджментом объем модернизационной программы сопоставим с объемом ДПМ строительства и вероятно с 2015 по 2020 год будет съедать существенную часть денежного потока компаний. В то же время, с точки зрения миноритариев, эта программа является позитивом только для Мосэнерго, где потенциальный IRR выше нашего WACC (14% против 13,4%), в то время как для ОГК 2 и ТГК 1 эта программа скорее негатив из-за высокого уровня ставки дисконтирования и очередного откладывания срока начала получения масштабных дивидендов. Особенно эта ситуация актуальна для ОГК 2 и Мосэнерго, где программа (по условиям Минэнерго) будет поглощать больше половины денежного потока за период 2015-2020 гг., что существенно ограничит величину дивидендов на этом промежутке времени
Введение механизма RAB в теплосетях
Менеджмент ТГК 1 также упомянул и о вероятном введении RAB-регулирования в Санкт-Петербурге в следующем году. Переход будет постепенным (несколько лет), а итоговая доходность на капитал будет ниже нашего расчетного WACC по компании (12% против 15,4%). Мы считаем, что этот переход вполне возможен, но учитывать этот факт мы начнем только, когда об этом будет официальное решение регулятора, пока же мы подразумеваем 8% темп роста тарифа в Санкт- Петербурге в обозримом будущем без сокращения ожидаемого CAPEX
В случае принятия решения, по нашим оценкам, теплосети смогут перейти на полное самообеспечение по инвестициям в 2013-2014 годах, что выступит несомненным позитивом для компании. Кроме того, в качестве бонуса компания, как мы ожидаем, сможет объединить свои теплосетевые активы с городскими и постепенно перевести тепловую нагрузку на собственные ТЭЦ, что позволит увеличить загрузку ТЭЦ и прибыль от разницы в себестоимости
Проблема вынужденных генераторов
Эта проблема достаточно остро стоит перед компаниями ГЭХа по причине относительно низкого КИУМа в случае ТГК1 и ОГК2 и наличия большого объема отработавшего срок (более 40 лет использования) оборудования. По нашим оценкам, текущая цена на мощность вынужденных генераторов ниже реальной, что провоцирует убыток, который компании вынуждены покрывать за счет доходов от более эффективных мощностей
Мы надеемся, что частично проблема будет решена в ближайшие годы через модернизацию мощностей, а частично через вывод мощности из обращения. В целом, по энергосистеме в ближайшие 5-7 лет может быть выведено из обращения минимум 15-20% от текущей мощности ТЭС (исходя из текущего уровня загрузки около 60%, 75% уровня загрузки по энергосистеме, обозначенного как безопасного экспертами для среднесрочного функционирования и слабого, почти отсутствующего роста потребления электроэнергии в последние годы), которая и так практически не используются и при этом имеет возраст более 50-ти лет
Среди прочих проблем, обозначенных на дне энергетика, стоит отметить проблему долгов на ОРЭМ, спровоцированную неплатежами ряда энергосбытов. На текущий момент объем задолженности на ОРЭМ в целом превысил 50 млрд. рублей и продолжает расти, благодаря растущей задолженности на розничном рынке электроэнергии, превысившей 120 млрд. рублей. Ситуация осложняется снижением собственных доходов энергосбытов на 30-50% после вступления новых правил регулирования гарантирующих поставщиков, что по сути закрыло возможность финансирования неплатежей потребителей через тариф энергосбыта. Учитывая ввод новой модели розничного рынка, подразумевающей расщепление денежных потоков между всеми участниками рынка, мы ожидаем роста неплатежей потребителей в среднесрочном периоде
https://iticapital.ru/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
Мы положительно оцениваем стремление менеджмента компаний ограничить рост расходов (например сохранить уровень нетопливных операционных издержек в 2013 году на уровне 2012 года) через оптимизацию персонала и автоматизацию деятельности. Тем не менее, мы пока не вставили эту политику в нашу модель, так как не уверены в её полноценной реализации (однако в случае отражения результатов оптимизации на отчетности ближайших кварталов этот параметр будет в соответствующем объеме представлен в DCF-модели
Нас обрадовала уверенность менеджмента ТГК1 относительно перехода теплосетей Санкт-Петербурга на RAB де-факто в следующем году (что подтвердило наши ожидания). В то же время мы не учитываем этот факт в нашей модели по компании, так как не знаем точных параметров перехода. Кроме того, мы считаем, что в следующем году закончится объединение теплосетей ТГК1 и города. В результате, ТГК1 получит 50% в совместном предприятии и возможность постепенного перевода тепловой мощности городских котельных на ТЭЦ компании, что позволит увеличить сетевой тариф на большую величину. Похожая ситуация разворачивается и в Мосэнерго, что способно привести к росту тепловой нагрузки в ближайшие годы, как минимум, на 10%.
Подробности обсуждаемого сейчас межу генераторами и Минэнерго плана по модернизации приятно нас удивили. В частности, мы ожидали, что проектный IRR будет на уровне 12%, а не означенных 14%. Тем не менее, мы предпочитаем дождаться официального опубликования документов, чтобы делать окончательные выводы относительно влияния этих проектов на стоимость генераторов в целом
Менеджмент так и не озвучил статус новой методики расчета ДПМ, которая грозит снизить доходы от ДПМ тарифов где-то на треть. Хотя мы считаем, что методика расчета останется прежней, неопределенность отображается нами в виде повышенного WACC. Разрешение этого вопроса способно увеличить оценку компаний ГЭХа на 5-10%.
Мы пока оставляем наши старые рекомендации по компаниям ГЭХа ПОКУПАТЬ со справедливыми ценами на уровне 1,09 рубля (ОГК2), 0,0115 рубля (ТГК1) и 1,91 рубля (Мосэнерго) и потенциалами роста на уровне 211,7%, 117% и 65,5% соответственно
Ожидания по обновленному бизнес-плану в Мосэнерго и ТГК1 оказались на уровне как наших, так и консенсусных ожиданий рынка, в то время как ожидания менеджмента по ОГК2 нас, как и рынок разочаровали.
Примечание: консолидированные данные. Данные по ТГК 1 включают фактический и ожидаемый результат теплосетей Петербурга и Мурманской ТЭЦ сообразно владению ТГК1
Так, в частности, по ТГК 1 позитивные ожидания менеджмента относительно величины EBITDA и выручки базируются как на ожидании более высокого уровня водности на ГЭС, чем в 2011 году, и на вводе блока Правобережной ТЭЦ, произошедшего на днях, что, по оценкам менеджмента, приведет к увеличению выработки электроэнергии на 13,1% и теплоэнергии на 5,1% год к году в 4 квартале, так и благодаря, вероятно, также переводу части тепловой мощности городских котельных на ТЭЦ ТГК 1 в Санкт-Петербурге. Кроме того, менеджмент упомянул о 1,33 млрд. рублей экономии на нетопливных издержках
В целом, мы согласны с этими факторами, что и отразилось в близости наших прогнозов и бизнес-плана компании на 2012 год. В то же время мы пока не учли часть указанной экономии, так как не уверены в её постоянной основе. Однако, если указанная менеджментом экономия на издержках и ремонтах, все же будет иметь устойчивый характер и отразится в отчетности ближайших кварталов, то мы также доучтем её в модели в том масштабе, в котором она отразится в отчетности. Кроме того, стоит отметить, что наши ожидания относительно введения RAB в теплосетях Санкт-Петербурга в целом оправдываются и теплосети (по заверениям менеджмента) должны де-факто начать переходить на RAB с 1 июля 2013 года (при этом указ губернатора относительно перехода должен появиться в ближайшие месяцы). По нашим оценкам, переход на RAB позволит теплосетям выйти по сути на самообеспечение по инвестпрограмме с 2013-2014 года и даже в отдаленной перспективе (через 5-7 лет по мере появления экономии на издержках от замены стальных труб на пластиковые) перейти на режим выплаты ежегодных дивидендов акционерам. Мы считаем, что после появления информации относительно полностью согласованного перехода на RAB акции компании реализуют часть своего потенциала роста
Ожидания менеджмента ОГК2 относительно результатов компании по году несколько разочаровали. В частности, разочаровали как ожидания по выручке, так и по показателю EBITDA, которые оказались на 6,5% и 17% соответственно ниже наших ожиданий. Мы связываем это с недостаточным (по сравнению с провальным 2 кварталом) ростом производства электроэнергии в четвертом квартале, который составит (по ожиданиям менеджмента) всего 1,5% год к году. При этом, в целом по году, менеджмент ожидает падение производства электроэнергии на 3,6%, несмотря на ввод 950 МВт ДПМ проектов год назад (т.е. ориентировочно производство электроэнергии на старых мощностях упало на 13%).
Что касается прогноза по Мосэнерго, то они нас не удивили, так как наши оценки полностью совпали с ожиданиями менеджмента. Стоит отметить заверения менеджмента (с которыми мы согласны) относительно величины ожидаемого снижения выработки электроэнергии на 5,6% год к году, связанного в первую очередь с расшивкой ФСК ЕЭС узких мест в московской энергосистеме, что увеличило перетоки и снизило долю Мосэнерго и того, что основной эффект от расшивки уже произошел и в следующем году выработка будет на ожидаемом в этом году уровне или чуть выше. Также ожидаемыми стали и заявления о переходе в обозримом будущем части мощности городских котельных на ТЭЦ Мосэнерго и увеличению нагрузки на ТЭЦ, благодаря взятию в аренду теплосетевого хозяйства г.Химки в аренду, которые мы расцениваем, как подтверждение нашего хода мыслей относительно будущего компании. В целом, мы согласны с оценками менеджмента относительно роста производства теплоэнергии в ближайшие годы на 10%.
На дне аналитика были затронуты и общеотраслевые проблемы
Модернизация мощностей или ДПМ
Подробности программы по модернизации генерирующих мощностей, пожалуй, являются одним из наиболее ожидаемых элементов изменения модели энергорынка в сфере генерации. По словам менеджмента, следует ожидать близких к ДПМ условий по реализации проектов. В частности, IRR ожидается на уровне 14%, для компаний, входящих в ГЭХ, среднее снижение расхода топлива (по итогам модернизации к 2020 году) на уровне 36 граммов на квт.ч. или где-то на 10-11%, общий объем модернизации оценивается менеджментом в 3,9 Гвт (при этом 62% общей программы приходится на Мосэнерго).
При этом, надо заметить, что оценки менеджмента и Минэнерго на объем модернизации различаются кардинально (7,2 Гвт оценки Минэнерго против 3,9 Гвт оценки менеджмента), особенно в случае ОГК 2, где менеджмент ожидает, что модернизация ограничится только 850 Мвт против 3440 Мвт в планах Минэнерго. В целом, ожидаемый менеджментом объем модернизационной программы сопоставим с объемом ДПМ строительства и вероятно с 2015 по 2020 год будет съедать существенную часть денежного потока компаний. В то же время, с точки зрения миноритариев, эта программа является позитивом только для Мосэнерго, где потенциальный IRR выше нашего WACC (14% против 13,4%), в то время как для ОГК 2 и ТГК 1 эта программа скорее негатив из-за высокого уровня ставки дисконтирования и очередного откладывания срока начала получения масштабных дивидендов. Особенно эта ситуация актуальна для ОГК 2 и Мосэнерго, где программа (по условиям Минэнерго) будет поглощать больше половины денежного потока за период 2015-2020 гг., что существенно ограничит величину дивидендов на этом промежутке времени
Введение механизма RAB в теплосетях
Менеджмент ТГК 1 также упомянул и о вероятном введении RAB-регулирования в Санкт-Петербурге в следующем году. Переход будет постепенным (несколько лет), а итоговая доходность на капитал будет ниже нашего расчетного WACC по компании (12% против 15,4%). Мы считаем, что этот переход вполне возможен, но учитывать этот факт мы начнем только, когда об этом будет официальное решение регулятора, пока же мы подразумеваем 8% темп роста тарифа в Санкт- Петербурге в обозримом будущем без сокращения ожидаемого CAPEX
В случае принятия решения, по нашим оценкам, теплосети смогут перейти на полное самообеспечение по инвестициям в 2013-2014 годах, что выступит несомненным позитивом для компании. Кроме того, в качестве бонуса компания, как мы ожидаем, сможет объединить свои теплосетевые активы с городскими и постепенно перевести тепловую нагрузку на собственные ТЭЦ, что позволит увеличить загрузку ТЭЦ и прибыль от разницы в себестоимости
Проблема вынужденных генераторов
Эта проблема достаточно остро стоит перед компаниями ГЭХа по причине относительно низкого КИУМа в случае ТГК1 и ОГК2 и наличия большого объема отработавшего срок (более 40 лет использования) оборудования. По нашим оценкам, текущая цена на мощность вынужденных генераторов ниже реальной, что провоцирует убыток, который компании вынуждены покрывать за счет доходов от более эффективных мощностей
Мы надеемся, что частично проблема будет решена в ближайшие годы через модернизацию мощностей, а частично через вывод мощности из обращения. В целом, по энергосистеме в ближайшие 5-7 лет может быть выведено из обращения минимум 15-20% от текущей мощности ТЭС (исходя из текущего уровня загрузки около 60%, 75% уровня загрузки по энергосистеме, обозначенного как безопасного экспертами для среднесрочного функционирования и слабого, почти отсутствующего роста потребления электроэнергии в последние годы), которая и так практически не используются и при этом имеет возраст более 50-ти лет
Среди прочих проблем, обозначенных на дне энергетика, стоит отметить проблему долгов на ОРЭМ, спровоцированную неплатежами ряда энергосбытов. На текущий момент объем задолженности на ОРЭМ в целом превысил 50 млрд. рублей и продолжает расти, благодаря растущей задолженности на розничном рынке электроэнергии, превысившей 120 млрд. рублей. Ситуация осложняется снижением собственных доходов энергосбытов на 30-50% после вступления новых правил регулирования гарантирующих поставщиков, что по сути закрыло возможность финансирования неплатежей потребителей через тариф энергосбыта. Учитывая ввод новой модели розничного рынка, подразумевающей расщепление денежных потоков между всеми участниками рынка, мы ожидаем роста неплатежей потребителей в среднесрочном периоде
/Элитный Трейдер, ELITETRADER.RU/
https://iticapital.ru/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter