«Газпром энергохолдинг» – это 100% дочка Газпрома, оперирующая в секторе электроэнергетики. Компания управляет генерирующими активами Газпрома, таким как Мосэнерго, ТГК-1, ОГК-2 и МОЭК. Последний на Московской бирже не торгуется, поэтому обзор будет сосредоточен на первых трех, которые в сумме обеспечивают 39,3 ГВт мощности, или 16% рынка.
По итогам обзора попробуем ответить на вопрос, какой из вышеперечисленных активов ГЭХ наиболее привлекательный с точки зрения инвестирования в акции. Также попробуем понять, на какие капзатраты стоит рассчитывать при реализации новой программы модернизации тепловой генерирующей мощности (ДПМ2).
ПАО «Мосэнерго»
Самой крупной компанией с точки зрения активов является Мосэнерго. Она производит электро и тепловую энергию для Москвы и Московской области на 15 станциях. Газпрому в компании принадлежит 53,5%.
Мосэнерго первая из активов ГЭХа, которая начала реализовывать проектные мощности по ДПМ (2,8 ГВт). В этом смысле показатель EBITDA компании за 2017 г. включал пик платежей по программе и вырос на 44% по отношению к 2016 г. Следующие два года эксперты ожидают его снижения к уровням 2015-2016 гг.
Вместе с этим окажется под давлением и чистая прибыль, которая начнет восстанавливаться лишь в 2020-2021 гг. на фоне повышения отпуска электроэнергии и тепла, а также благодаря росту тарифов.
В то же время в эти годы на свободный денежный поток компании окажут давление капзатраты по новой программе модернизации электрогенерации (ДПМ2 или ДМП’ - штрих). У Мосэнерго самая большая доля старых мощностей (>45лет) – около 50%. По оценке экспертов, на модернизацию этих мощностей понадобится порядка 200 млрд руб. или в среднем по 24 млрд в год исходя из срока реализации. Для сравнения EBITDA в 2017 г. – 44,3 млрд руб., но к 2019 г. может снизиться до 30-35 млрд руб.
В зависимости от политики заимствований свободный денежный поток компании (FCF) может на несколько лет стать отрицательным с 2019 г. – предполагаемого момента старта реализации программы.
Дивиденды
Новые капзатраты и снижение платежей по ДПМ с высокой степенью вероятности скажется на дивидендных выплатах. Как минимум не стоит рассчитывать на их рост после выплат за 2017 г. (0,16 руб. или 5,5% дивдоходности). По мере роста платежей от модернизации и увеличения потока средств от основной деятельности дивиденды могут начаться повышаться только с 2022-2023 гг.
Мосэнерго значительно сократила чистый долг в 2016-2017 гг. По итогам 2017 г. показатель Net Debt/EBITDA составил 0,07. В текущем году чистый долг станет отрицательным. Однако на фоне старта программы ДПМ2 долговая нагрузка с 2019 г. может снова начать расти.
Окончательные параметры программы модернизации старых генерирующих мощностей правительство может принять уже в мае 2018 г. В долгосрочном плане новая программа ДПМ2 станет скорее позитивом, новые поступления должны заменить окончание цикла платежей за мощность по программе ДПМ. Однако ближайшие несколько лет рост долговой нагрузки и давление на FCF может оттолкнуть инвесторов от бумаги.
ПАО «ОГК-2»
ОГК-2 – оптовая генерирующая компания, вторая по активам в ГЭХ (77% акций принадлежит холдингу). Производит в основном электроэнергию, владеет 11 электростанциями.
В 2017 г. компания увеличила показатель EBITDA на 41,7%, до 26,8 млрд руб. Прибыль выросла в 2,4 раза – до 7,2 млрд руб. Это в частности стало результатом поступающих платежей по программе ДПМ.
ОГК-2 – последняя из дочек ГЭХа, которая начала вводить дополнительные мощности в эксплуатацию. При этом инвестиционная программа была закончена в 2017 г., а потоки платежей по ДПМ будут продолжаться еще 5-7 лет с пиком в 2022 г. Забегая вперед, стоит отметить, что по оценкам специалистов, примерно с этого же года ощутимый эффект будут вносить дополнительные платежи по программе модернизации (ДПМ2). Таким образом, в первом приближении доходы компании будут расти более равномерными темпами.
Стоит также отметить, что объем новых мощностей, согласно инвестпрограмме ОГК-2, был самый большой среди дочек ГЭХа – 4 ГВт. При этом к 2019 г. у ОГК наберется всего около 25% установленной мощности старше 45 лет. Именно они должны будут модернизироваться согласно обсуждаемой новой программе ДПМ2.
По некоторым оценкам модернизация 4,7 ГВт устаревшей мощности потребует от компании 141 млрд руб. капвложений, которые она намеревается осуществить в течении 8 лет (в среднем по 17,5 млрд в год). Для сравнения EBITDA в 2017 г. – 26,8 млрд руб.
Таким образом, по сравнению с Мосэнерго объем потенциальных затрат на новую инвестпрограмму сравнительно небольшой. В сочетании с ростом доходов от ввода новой мощности по ДПМ свободный денежный поток в 2019 г. и после может остаться на положительной территории, а затем дальше продолжать рост по мере увеличения EBITDA (поступлений платежей по программам ДПМ и ДПМ2 с 2022 г.).
С 2012 г. свободный денежный поток ОГК-2 был отрицательным, что объясняется массивными капзатратами. В это время долг компании значительно вырос, так как была выбрана долговая модель финансирования инвестпрограммы. Показатель долг/EBITDA был максимальным в 2016 г. – 6,4х. Но уже по итогам 2017 г. долг/EBITDA оказался равен 2х.
Учитывая положительные оценки FCF, даже после начала программы модернизации в 2019 г. долговая нагрузка, вероятнее всего, продолжит сокращаться.
Дивиденды
На текущий момент дивидендная доходность бумаги непривлекательная – порядка 2% за 2016 г. Мы ожидаем около 3,5-4% доходности по итогам 2017г. Между тем, недавно СД внес изменения в дивидендную политику компании, отменив потолок в 35% от чистой прибыли. Это позволяет надеяться на рост дивидендного потока, даже несмотря на значительные списания стоимости основных активов и увеличение резервов под дебиторскую задолженность, которые компания проводит ежегодно.
В базовом сценарии дивидендная доходность по итогам 2018 г. может составить более 5% и продолжить рост вплоть до 10% в 2021-2023 гг. (исходя из текущей цены акций).
ПАО «ТГК-1»
Эта дочка ГЭХ является третьей с точки зрения величины активов. Газпром энергохолдингу принадлежит 52% акций. Другой крупный мажоритарий Fortum владеет 26%. ТГК-1 управляет 55 электростанциями в Северо-Западной части РФ, которые производят как электро, так и тепловую энергию.
Компания имеет значительную часть гидрогенерации (около 40%). Эксперты полагают, что в связи с этим есть риски, связанные с продажей этих активов Fortum или Русгидро, которые проявляют интерес к покупке. Однако ГЭХ отрицает такие намерения.
ТГК-1 также оказалась под действием программы строительства новых генерирующих мощностей ДПМ, хотя и в значительно меньшем объеме по сравнению с Мосэнерго или ОГК-2, всего 1,7 ГВт.
По итогам 2017 г. показатель EBITDA вырос на 25%, до 29,4 млрд руб. Чистая прибыль увеличилась на 48,9%, до 7,93 млрд руб. Эксперты прогнозируют, что пик платежей за новую мощность по программе ДМП придется на 2019 -2020 гг.
В 2018 г. компанию может ждать выбытие доходов из-за регулирования тарифов на электроэнергию в Карелии. EBITDA и чистая прибыль могут оказаться под давлением в этот период. Однако уже в 2019-2020 гг. добавится поток платежей за последний введенный проект по программе ДПМ. Далее платежи по программе будут быстро сокращаться. В дальнейшем поддерживать выручку может рост тарифов на электроэнергию и тепло. В то же время рассчитывать на серьезную добавку от платежей за модернизацию не стоит по причине небольшого размера инвестпрограммы.
Стоит отметить, что благодаря наличию у компании около половины гидрогенерирующих мощностей, негативное влияние новой программы ДПМ2 будет ограниченным. ТГК-1 управляет примерно 1 ГВт тепловых мощностей старше 45 лет (13% от всей установленной мощности). В общей сложности компания может потрать около 27,5 млрд руб. на модернизацию в течении следующих 8-10 лет, или в среднем по 3,5 млрд в год.
Небольшая инвестиционная программа даст сравнительно малый приток операционной прибыли. Вклад платежей по модернизации окажется заметно ниже тех, что предусматривала программа ДПМ, по оценке некоторых экспертов от 3% до 21% на пике к EBITDA с 2022 по 2027 г.
Что касается инвестиционной программы, то компании, по всей видимости, предстоит вложить не менее 3 млрд руб. в модернизацию теплосетей в Санкт-Петербурге. Власти оценивают необходимые вложения на уровне 7 млрд руб. Эти инвестиции не предусматривают гарантированной окупаемости, как в случае ДПМ и ДПМ2. В то же время новости о продаже теплосети могут заметно улучшить инвестиционный кейс.
Таким образом, программа ДПМ2 с 2019 г. окажет некоторое давление на свободный денежный поток компании. При этом в отличие от Мосэнерго он не должен уйти в отрицательную зону. В 2018 г. можно ждать небольшого увеличения FCF на фоне снижения капзатрат благодаря завершенной программе ДПМ и роста тарифов на электроэнергию и тепло.
Несмотря на перспективы новой программы модернизации и некоторое давление на свободный денежный поток, отраслевые эксперты полагают, что долг компании с 2018 г. останется на уровне 15-17 млрд руб., и не будет меняться следующие несколько лет. При этом рост доходов от основной деятельности будет способствовать постепенному снижению показателя чистый долг/EBITDA в отрицательную зону. Этот показатель был максимальным в 2012 году – 2,5х, и может уйти в минус уже к 2020 г.
Дивиденды
Дивидендная политика ТГК-1, как и у Мосэнерго, ранее предполагала выплаты не более 35% от чистой прибыли по МСФО или РСБУ. Как правило в расчет базы бралась прибыль по российским стандартам. Однако за 2016 г. компания выплатила 25% от прибыли по МСФО. В новой дивидендной политике нет указаний по потолку денежных выплат.
Скорее всего, учитывая предстоящие затраты на модернизацию и стремление компании накопить кэш, выплаты в течении следующих нескольких лет в базовом сценарии не превысят 25% от прибыли по МСФО или РСБУ, в зависимости от того, какой показатель будет выше. В то же время, прогрессивная дивидендная картина и отмена потолка выплат предполагает и позитивный сценарий, при котором рост дивидендов сначала будет поддержан повышением доходов, а затем и увеличением коэффициента выплат.
Что выбрать
В заключении можно отметить общие черты активов ГЭХ. Для начала нужно подчеркнуть, что все эти компании не могут свободно выбирать поставщиков основного топлива – газа. По большому счету Мосэнерго и ОГК-2 довольно жестко интегрированы в сбытовую цепочку Газпрома, который таким образом получает выгоду и может быть не слишком заинтересован в высокой дивидендной отдаче. В это же время Интер РАО, Энел Россия или Юнипро получают топливо по более низким ценам от альтернативных поставщиков. Меньше всего данная проблема отражается на ТГК-1 из-за высокой доли гидрогенерации.
Второй негативный момент в том, что компании получают кредиты от материнского Газпрома или аффилированных структур по не вполне рыночным условиям. В кризисные 2014-2015 гг. это было хорошо, но сейчас при падении ставок условия становятся неконкурентными. Досрочное погашение и рефинансирование может быть не в интересах кредиторов. Это в частности снижает дивидендную привлекательность.
Тем не менее, стоит отметить, что целом инвестиции по программе ДПМ уже завершены. Мосэнерго самая первая начала получать дополнительные платежи за новую установленную мощность. Но их пик прошел в 2017 г. Далее прибыль окажется под давлением.
Еще один слабый момент заключается в новой программе модернизации ДПМ2. Среди дочек ГЭХа у Мосэнерго самое большое количество устаревших мощностей. Свободный денежный поток в первые годы реализации (с 2019 г.) с большой долей вероятности окажется в близи отрицательного значения. Дивидендные перспективы туманны.
Что касается ОГК-2, то пик платежей по ДПМ ожидается в 2022 г. Это значит, что доходы и прибыль компании способны расти и дальше, как и дивидендная отдача.
Однако следует ожидать некоторого влияния новой инвестпрограммы. Несмотря на то, что в абсолютном выражении ОГК-2 предстоит затратить на модернизацию меньше, чем, Мосэнерго, по отношению к выручке предполагаемые капзатраты по ДПМ2 будут на сопоставимом уровне – 12%.
Тем не менее, благодаря продолжению роста платежей по ДПМ, и примерно с 2022 г. по ДПМ2, свободный денежный поток будет более равномерным и в целом растущим.
ТГК-1 самая интересная с точки зрения новых капзатрат. Имея высокую долю гидрогенерации, компания по предварительным оценкам может в год тратить на модернизацию тепловой части мощностей порядка 4% от выручки (2017г.). Однако пик платежей по предыдущей программе ДМП придется уже на 2019 г. Учитывая риски увеличения капитальных затрат в других направлениях, свободный денежный поток может оказаться не столь стабильным, как у ОГК.
Исходя из основных мультипликаторов, посчитанных за последние 12 мес. явного фаворита нет. Мосэнерго выглядит несколько лучше в плане ожидаемой дивдоходности за 2017 г. и долговой нагрузки, но следует помнить о прошедшем пике платежей по ДМП и довольно массивной следующей инвестпрограмме.
С учетом вышеперечисленных факторов, ОГК-2 и ТГК-1 выглядят более интересными. Ожидаемая дивидендная доходность, пик платежей по ДПМ, небольшая инвестпрограмма и привлекательная оценка EV/EBITDA в среднесрочной перспективе может привлекать инвесторов в акции ТГК-1. Тем не менее в долгосрочной перспективе ОГК-2 может оказаться более интересной.
http://bcs-express.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
По итогам обзора попробуем ответить на вопрос, какой из вышеперечисленных активов ГЭХ наиболее привлекательный с точки зрения инвестирования в акции. Также попробуем понять, на какие капзатраты стоит рассчитывать при реализации новой программы модернизации тепловой генерирующей мощности (ДПМ2).
ПАО «Мосэнерго»
Самой крупной компанией с точки зрения активов является Мосэнерго. Она производит электро и тепловую энергию для Москвы и Московской области на 15 станциях. Газпрому в компании принадлежит 53,5%.
Мосэнерго первая из активов ГЭХа, которая начала реализовывать проектные мощности по ДПМ (2,8 ГВт). В этом смысле показатель EBITDA компании за 2017 г. включал пик платежей по программе и вырос на 44% по отношению к 2016 г. Следующие два года эксперты ожидают его снижения к уровням 2015-2016 гг.
Вместе с этим окажется под давлением и чистая прибыль, которая начнет восстанавливаться лишь в 2020-2021 гг. на фоне повышения отпуска электроэнергии и тепла, а также благодаря росту тарифов.
В то же время в эти годы на свободный денежный поток компании окажут давление капзатраты по новой программе модернизации электрогенерации (ДПМ2 или ДМП’ - штрих). У Мосэнерго самая большая доля старых мощностей (>45лет) – около 50%. По оценке экспертов, на модернизацию этих мощностей понадобится порядка 200 млрд руб. или в среднем по 24 млрд в год исходя из срока реализации. Для сравнения EBITDA в 2017 г. – 44,3 млрд руб., но к 2019 г. может снизиться до 30-35 млрд руб.
В зависимости от политики заимствований свободный денежный поток компании (FCF) может на несколько лет стать отрицательным с 2019 г. – предполагаемого момента старта реализации программы.
Дивиденды
Новые капзатраты и снижение платежей по ДПМ с высокой степенью вероятности скажется на дивидендных выплатах. Как минимум не стоит рассчитывать на их рост после выплат за 2017 г. (0,16 руб. или 5,5% дивдоходности). По мере роста платежей от модернизации и увеличения потока средств от основной деятельности дивиденды могут начаться повышаться только с 2022-2023 гг.
Мосэнерго значительно сократила чистый долг в 2016-2017 гг. По итогам 2017 г. показатель Net Debt/EBITDA составил 0,07. В текущем году чистый долг станет отрицательным. Однако на фоне старта программы ДПМ2 долговая нагрузка с 2019 г. может снова начать расти.
Окончательные параметры программы модернизации старых генерирующих мощностей правительство может принять уже в мае 2018 г. В долгосрочном плане новая программа ДПМ2 станет скорее позитивом, новые поступления должны заменить окончание цикла платежей за мощность по программе ДПМ. Однако ближайшие несколько лет рост долговой нагрузки и давление на FCF может оттолкнуть инвесторов от бумаги.
ПАО «ОГК-2»
ОГК-2 – оптовая генерирующая компания, вторая по активам в ГЭХ (77% акций принадлежит холдингу). Производит в основном электроэнергию, владеет 11 электростанциями.
В 2017 г. компания увеличила показатель EBITDA на 41,7%, до 26,8 млрд руб. Прибыль выросла в 2,4 раза – до 7,2 млрд руб. Это в частности стало результатом поступающих платежей по программе ДПМ.
ОГК-2 – последняя из дочек ГЭХа, которая начала вводить дополнительные мощности в эксплуатацию. При этом инвестиционная программа была закончена в 2017 г., а потоки платежей по ДПМ будут продолжаться еще 5-7 лет с пиком в 2022 г. Забегая вперед, стоит отметить, что по оценкам специалистов, примерно с этого же года ощутимый эффект будут вносить дополнительные платежи по программе модернизации (ДПМ2). Таким образом, в первом приближении доходы компании будут расти более равномерными темпами.
Стоит также отметить, что объем новых мощностей, согласно инвестпрограмме ОГК-2, был самый большой среди дочек ГЭХа – 4 ГВт. При этом к 2019 г. у ОГК наберется всего около 25% установленной мощности старше 45 лет. Именно они должны будут модернизироваться согласно обсуждаемой новой программе ДПМ2.
По некоторым оценкам модернизация 4,7 ГВт устаревшей мощности потребует от компании 141 млрд руб. капвложений, которые она намеревается осуществить в течении 8 лет (в среднем по 17,5 млрд в год). Для сравнения EBITDA в 2017 г. – 26,8 млрд руб.
Таким образом, по сравнению с Мосэнерго объем потенциальных затрат на новую инвестпрограмму сравнительно небольшой. В сочетании с ростом доходов от ввода новой мощности по ДПМ свободный денежный поток в 2019 г. и после может остаться на положительной территории, а затем дальше продолжать рост по мере увеличения EBITDA (поступлений платежей по программам ДПМ и ДПМ2 с 2022 г.).
С 2012 г. свободный денежный поток ОГК-2 был отрицательным, что объясняется массивными капзатратами. В это время долг компании значительно вырос, так как была выбрана долговая модель финансирования инвестпрограммы. Показатель долг/EBITDA был максимальным в 2016 г. – 6,4х. Но уже по итогам 2017 г. долг/EBITDA оказался равен 2х.
Учитывая положительные оценки FCF, даже после начала программы модернизации в 2019 г. долговая нагрузка, вероятнее всего, продолжит сокращаться.
Дивиденды
На текущий момент дивидендная доходность бумаги непривлекательная – порядка 2% за 2016 г. Мы ожидаем около 3,5-4% доходности по итогам 2017г. Между тем, недавно СД внес изменения в дивидендную политику компании, отменив потолок в 35% от чистой прибыли. Это позволяет надеяться на рост дивидендного потока, даже несмотря на значительные списания стоимости основных активов и увеличение резервов под дебиторскую задолженность, которые компания проводит ежегодно.
В базовом сценарии дивидендная доходность по итогам 2018 г. может составить более 5% и продолжить рост вплоть до 10% в 2021-2023 гг. (исходя из текущей цены акций).
ПАО «ТГК-1»
Эта дочка ГЭХ является третьей с точки зрения величины активов. Газпром энергохолдингу принадлежит 52% акций. Другой крупный мажоритарий Fortum владеет 26%. ТГК-1 управляет 55 электростанциями в Северо-Западной части РФ, которые производят как электро, так и тепловую энергию.
Компания имеет значительную часть гидрогенерации (около 40%). Эксперты полагают, что в связи с этим есть риски, связанные с продажей этих активов Fortum или Русгидро, которые проявляют интерес к покупке. Однако ГЭХ отрицает такие намерения.
ТГК-1 также оказалась под действием программы строительства новых генерирующих мощностей ДПМ, хотя и в значительно меньшем объеме по сравнению с Мосэнерго или ОГК-2, всего 1,7 ГВт.
По итогам 2017 г. показатель EBITDA вырос на 25%, до 29,4 млрд руб. Чистая прибыль увеличилась на 48,9%, до 7,93 млрд руб. Эксперты прогнозируют, что пик платежей за новую мощность по программе ДМП придется на 2019 -2020 гг.
В 2018 г. компанию может ждать выбытие доходов из-за регулирования тарифов на электроэнергию в Карелии. EBITDA и чистая прибыль могут оказаться под давлением в этот период. Однако уже в 2019-2020 гг. добавится поток платежей за последний введенный проект по программе ДПМ. Далее платежи по программе будут быстро сокращаться. В дальнейшем поддерживать выручку может рост тарифов на электроэнергию и тепло. В то же время рассчитывать на серьезную добавку от платежей за модернизацию не стоит по причине небольшого размера инвестпрограммы.
Стоит отметить, что благодаря наличию у компании около половины гидрогенерирующих мощностей, негативное влияние новой программы ДПМ2 будет ограниченным. ТГК-1 управляет примерно 1 ГВт тепловых мощностей старше 45 лет (13% от всей установленной мощности). В общей сложности компания может потрать около 27,5 млрд руб. на модернизацию в течении следующих 8-10 лет, или в среднем по 3,5 млрд в год.
Небольшая инвестиционная программа даст сравнительно малый приток операционной прибыли. Вклад платежей по модернизации окажется заметно ниже тех, что предусматривала программа ДПМ, по оценке некоторых экспертов от 3% до 21% на пике к EBITDA с 2022 по 2027 г.
Что касается инвестиционной программы, то компании, по всей видимости, предстоит вложить не менее 3 млрд руб. в модернизацию теплосетей в Санкт-Петербурге. Власти оценивают необходимые вложения на уровне 7 млрд руб. Эти инвестиции не предусматривают гарантированной окупаемости, как в случае ДПМ и ДПМ2. В то же время новости о продаже теплосети могут заметно улучшить инвестиционный кейс.
Таким образом, программа ДПМ2 с 2019 г. окажет некоторое давление на свободный денежный поток компании. При этом в отличие от Мосэнерго он не должен уйти в отрицательную зону. В 2018 г. можно ждать небольшого увеличения FCF на фоне снижения капзатрат благодаря завершенной программе ДПМ и роста тарифов на электроэнергию и тепло.
Несмотря на перспективы новой программы модернизации и некоторое давление на свободный денежный поток, отраслевые эксперты полагают, что долг компании с 2018 г. останется на уровне 15-17 млрд руб., и не будет меняться следующие несколько лет. При этом рост доходов от основной деятельности будет способствовать постепенному снижению показателя чистый долг/EBITDA в отрицательную зону. Этот показатель был максимальным в 2012 году – 2,5х, и может уйти в минус уже к 2020 г.
Дивиденды
Дивидендная политика ТГК-1, как и у Мосэнерго, ранее предполагала выплаты не более 35% от чистой прибыли по МСФО или РСБУ. Как правило в расчет базы бралась прибыль по российским стандартам. Однако за 2016 г. компания выплатила 25% от прибыли по МСФО. В новой дивидендной политике нет указаний по потолку денежных выплат.
Скорее всего, учитывая предстоящие затраты на модернизацию и стремление компании накопить кэш, выплаты в течении следующих нескольких лет в базовом сценарии не превысят 25% от прибыли по МСФО или РСБУ, в зависимости от того, какой показатель будет выше. В то же время, прогрессивная дивидендная картина и отмена потолка выплат предполагает и позитивный сценарий, при котором рост дивидендов сначала будет поддержан повышением доходов, а затем и увеличением коэффициента выплат.
Что выбрать
В заключении можно отметить общие черты активов ГЭХ. Для начала нужно подчеркнуть, что все эти компании не могут свободно выбирать поставщиков основного топлива – газа. По большому счету Мосэнерго и ОГК-2 довольно жестко интегрированы в сбытовую цепочку Газпрома, который таким образом получает выгоду и может быть не слишком заинтересован в высокой дивидендной отдаче. В это же время Интер РАО, Энел Россия или Юнипро получают топливо по более низким ценам от альтернативных поставщиков. Меньше всего данная проблема отражается на ТГК-1 из-за высокой доли гидрогенерации.
Второй негативный момент в том, что компании получают кредиты от материнского Газпрома или аффилированных структур по не вполне рыночным условиям. В кризисные 2014-2015 гг. это было хорошо, но сейчас при падении ставок условия становятся неконкурентными. Досрочное погашение и рефинансирование может быть не в интересах кредиторов. Это в частности снижает дивидендную привлекательность.
Тем не менее, стоит отметить, что целом инвестиции по программе ДПМ уже завершены. Мосэнерго самая первая начала получать дополнительные платежи за новую установленную мощность. Но их пик прошел в 2017 г. Далее прибыль окажется под давлением.
Еще один слабый момент заключается в новой программе модернизации ДПМ2. Среди дочек ГЭХа у Мосэнерго самое большое количество устаревших мощностей. Свободный денежный поток в первые годы реализации (с 2019 г.) с большой долей вероятности окажется в близи отрицательного значения. Дивидендные перспективы туманны.
Что касается ОГК-2, то пик платежей по ДПМ ожидается в 2022 г. Это значит, что доходы и прибыль компании способны расти и дальше, как и дивидендная отдача.
Однако следует ожидать некоторого влияния новой инвестпрограммы. Несмотря на то, что в абсолютном выражении ОГК-2 предстоит затратить на модернизацию меньше, чем, Мосэнерго, по отношению к выручке предполагаемые капзатраты по ДПМ2 будут на сопоставимом уровне – 12%.
Тем не менее, благодаря продолжению роста платежей по ДПМ, и примерно с 2022 г. по ДПМ2, свободный денежный поток будет более равномерным и в целом растущим.
ТГК-1 самая интересная с точки зрения новых капзатрат. Имея высокую долю гидрогенерации, компания по предварительным оценкам может в год тратить на модернизацию тепловой части мощностей порядка 4% от выручки (2017г.). Однако пик платежей по предыдущей программе ДМП придется уже на 2019 г. Учитывая риски увеличения капитальных затрат в других направлениях, свободный денежный поток может оказаться не столь стабильным, как у ОГК.
Исходя из основных мультипликаторов, посчитанных за последние 12 мес. явного фаворита нет. Мосэнерго выглядит несколько лучше в плане ожидаемой дивдоходности за 2017 г. и долговой нагрузки, но следует помнить о прошедшем пике платежей по ДМП и довольно массивной следующей инвестпрограмме.
С учетом вышеперечисленных факторов, ОГК-2 и ТГК-1 выглядят более интересными. Ожидаемая дивидендная доходность, пик платежей по ДПМ, небольшая инвестпрограмма и привлекательная оценка EV/EBITDA в среднесрочной перспективе может привлекать инвесторов в акции ТГК-1. Тем не менее в долгосрочной перспективе ОГК-2 может оказаться более интересной.
http://bcs-express.ru/ (C)
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter