Автор Тема: ЭНЕРГЕТИКА - разное  (Прочитано 82611 раз)

0 Пользователей и 1 Гость просматривают эту тему.

Оффлайн Ilrus

  • Администратор
  • Почетный Ветеран
  • ****
  • Сообщений: 9559
  • Лайков: 1672
  • Пол: Мужской
    • Просмотр профиля
    • Мой канал в Telegram
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #84 : 06 Февраль 2013, 16:36:01 »
Производство электроэнергии в РФ в 2012 г. выросло на 1,1% - Росстат
Москва. 6 февраля. ИНТЕРФАКС - Производство электроэнергии в РФ в 2012 году выросло на 1,1% по сравнению с 2011 годом, до 1,064 трлн кВт.ч, следует из материалов Росстата.

При этом производство снизили только ГЭС - на 0,1%, до 165 млрд кВт.ч, а АЭС нарастили его на 3,1% - до 178 млрд кВт.ч, ТЭС - на 1%, до 721 млрд кВт.ч.

В декабре 2012 года производство электроэнергии выросло на 4,9% по сравнению с декабрем 2011 года, до 107 млрд кВт.ч. В частности, АЭС снизили производство на 2,6% - до 16,6 млрд кВт.ч, ТЭС - нарастили на 5,1%, до 75,6 млрд кВт.ч, ГЭС - увеличили на 13,3%, до 14,9 млрд кВт.ч.

Относительно ноября 2012 года производство электроэнергии в декабре увеличилось на 13,8%. В частности, АЭС нарастили показатель на 6,5%, ТЭС - на 17,2%, ГЭС - на 6,4%.

Производство теплоэнергии в 2012 году снизилось на 1%, до 1,312 млрд Гкал. Доля электроэнергии, произведенной атомными электростанциями, в общей выработке электроэнергии увеличилась с 16,4% в 2011 году до 16,7% в 2012 году, тепловыми и гидроэлектростанциями - уменьшилась соответственно с 67,9% до 67,8% и с 15,7% до 15,5%.

Оффлайн RUSLAND

ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #85 : 21 Февраль 2013, 08:36:20 »
Электрический удар
Американские электростанции привели к отставке правительства Болгарии
http://vz.ru/economy/2013/2/20/621269.html

Как писала газета ВЗГЛЯД, отказ Болгарии от «Белене» был принят при активном участии США, у которых имеются свои интересы. «В Болгарии работают две американские ТЭЦ. Национальная электрическая компания (НЭК) обязана в соответствии с условиями договора выкупать всю производимую на них электроэнергию по исключительно высоким ценам», – объяснял интерес американцев депутат-социалист Румен Овчаров.

Оффлайн Eugine

ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #86 : 21 Февраль 2013, 16:19:16 »
Коллеги, здравствуйте. Возможно найдете интересной статью про деятельность молодого замминистра Курбатова http://россиябездураков.рф/issues/8364/

Оффлайн Ilrus

  • Администратор
  • Почетный Ветеран
  • ****
  • Сообщений: 9559
  • Лайков: 1672
  • Пол: Мужской
    • Просмотр профиля
    • Мой канал в Telegram
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #87 : 05 Март 2013, 11:22:02 »
Энергопотребление в РФ за два месяца снизилось на 3%, в феврале - на 7,6%
Москва. 5 марта. ИНТЕРФАКС - Потребление электроэнергии в России в январе-феврале 2013 года снизилось на 3% по сравнению с тем же периодом 2012 года, составив 191,6 млрд кВт.ч.

По оперативным данным ОАО "Системный оператор ЕЭС", потребление электроэнергии в единой энергосистеме России (ЕЭС, не учитывает изолированные энергосистемы) составило за два месяца 187,3 млрд кВт.ч, что также на 3% ниже прошлогоднего уровня.

В феврале энергопотребление в России составило 90,2 млрд кВт.ч, что на 7,6% меньше, чем в феврале 2012 года. Потребление электроэнергии в ЕЭС, снизилось на 7,8%, до 88,2 млрд кВт.ч.

Оффлайн Ilrus

  • Администратор
  • Почетный Ветеран
  • ****
  • Сообщений: 9559
  • Лайков: 1672
  • Пол: Мужской
    • Просмотр профиля
    • Мой канал в Telegram
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #88 : 15 Март 2013, 13:02:40 »
Новая модель энергорынка может заработать с 2015 г. - Новак
Санкт-Петербург. 15 марта. ИНТЕРФАКС - Новая модель рынка электроэнергии и мощности может заработать не в 2014 г., как это следовало из ранее сделанных чиновниками заявлений, а лишь с 2015 г.

"Поручено до 1 июля доработать модель рынка электроэнергии и мощности. Соответственно, мы предложения проработаем, проведем совещание, будет окончательно выбрана модель, по которой мы будем готовить нормативно-правовые акты. Скорее всего, с учетом подготовки, публичного обсуждения, изменения законодательства через Госдуму, эти изменения выступят в силу с 2015 года", - сказал министр энергетики Александр Новак журналистам в пятницу, отвечая на вопрос, когда заработает новая модель рынка электроэнергии и мощности.

Минувшей осенью вице-премьер Аркадий Дворкович назвал действующую модель энергорынка неэффективной и сообщил, что правительство готовит новую, которая обеспечит отрасли инвестиции. "Мы считаем, что нынешняя модель рынка не позволяет в достаточной степени привлекать частные инвестиции в генерацию и сетевой комплекс", - говорил вице-премьер.

Новая модель энергорынка будет утверждена в первом полугодии 2013 года, говорил он. "С 2014 года энергетика будет жить по новым правилам, которые позволят привлекать инвестиции и решать накопившиеся проблемы", - отмечал вице-премьер.

Позднее А.Новак сообщал, что новые правила в энергетике должны заработать либо с 1 января, либо с 1 июля 2014 года - в зависимости от того, как скоро получится принять соответствующие нормативно-правовые акты.

Однако по итогам недавнего совещания у премьер-министра Дмитрия Медведева новая модель энергорынка была отправлена на доработку на три месяца.

Оффлайн Ilrus

  • Администратор
  • Почетный Ветеран
  • ****
  • Сообщений: 9559
  • Лайков: 1672
  • Пол: Мужской
    • Просмотр профиля
    • Мой канал в Telegram
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #89 : 26 Март 2013, 08:49:48 »
Энергетики просят ФАС не вводить средневзвешенные цены
Нововведение может привести к росту затрат до $2 млрд, считают эксперты

В начале марта Федеральная антимонопольная служба предложила установить средневзвешенные цены на электроэнергию с учетом мазутной составляющей — такое предложение будет внесено в Минюст в начале лета. Но некоммерческое партнерство «Совет производителей энергии», в которое входят «КЭС-холдинг», «Башкирэнерго», «Лукойл» и «Газпром энергохолдинг», не согласилось с позицией ведомства, следует из письма директора НП Ивана Миронова в ФАС (у «Ведомостей» есть копия).

Эти изменения могут стать инструментом косвенного регулирования свободных цен на энергию, предупреждает Миронов. Подача ценовых заявок по средневзвешенной себестоимости используемого топлива приведет к неоптимальной загрузке станций, говорится в письме: из-за усреднения себестоимости произойдет загрузка ТЭЦ за счет вытеснения более эффективных ГРЭС. А это, в свою очередь, приведет к росту суммарных затрат на производство электроэнергии. Рост затрат может составить до $2 млрд в год, считает аналитик «Ренессанс капитала» Владимир Скляр.

Письмо получено, подтвердил представитель ФАС. Но, по его словам, ведомство не намерено менять уже сформированную методику и подаст в Минюст свои предложения без учета мнения «Совета производителей энергии».

Сейчас рынок продажи электроэнергии работает по маржинальному принципу — цена за 1 МВт ч складывается на уровне самой дорогой заявки, которая удовлетворяет объем спроса. ФАС считает эту ситуацию несправедливой, так как цена на мазут формирует цену на электроэнергию (самая дорогая электроэнергия получается на станциях, которые используют мазут для ее выработки). Именно поэтому антимонопольная служба предлагает изменить эту практику и рассчитывать цену, исходя из средневзвешенной себестоимости электроэнергии, говорит начальник управления контроля электроэнергетики ФАС Виталий Королев.

По мнению Скляра, в случае введения средневзвешенной методики динамика роста цен на электроэнергию не сильно изменится, пропадут лишь всплески и провалы стоимости электричества. В пиковые часы нагрузок компании не будут получать экстраприбыли из-за высоких цен, зато будут отыгрывать убытки при минимальном потреблении электричества, добавляет аналитик Газпромбанка Наталья Порохова. Если поправки ФАС примут, то стоимость 1 МВт ч при самом пессимистичном раскладе вырастет на 3-5%.
Читайте далее: http://www.vedomosti.ru/companies/news/10426721/energetiki_protiv_uravnilovki#ixzz2OcOLciyq

Оффлайн Ilrus

  • Администратор
  • Почетный Ветеран
  • ****
  • Сообщений: 9559
  • Лайков: 1672
  • Пол: Мужской
    • Просмотр профиля
    • Мой канал в Telegram
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #90 : 27 Март 2013, 15:16:46 »
Новая модель энергорынка РФ готова, нужно обсудить ее с участниками - замглавы Минэнерго
Москва. 27 марта. ИНТЕРФАКС - Новая модель энергорынка готова, Минэнерго РФ по-прежнему рассчитывает, что она заработает с 2015 года, сообщил заместитель министра энергетики Михаил Курбатов на пресс-конференции в центральном офисе "Интерфакса" в среду в Москве.

"Модель есть. Концептуально мы готовы, есть, скорее, что пообсуждать с участниками рынка", - заявил он, уточнив, что речь идет о модели двусторонних договоров, которая, в частности, предполагает отмену конкурентного отбора мощности (КОМ).

Как пояснил журналистам председатель правления НП "Совет рынка" Вячеслав Кравченко, новая модель не подразумевает кардинальные изменения. "Элементы на рынке остаются те же самые: остается балансирующий рынок (БР), остается рынок на сутки вперед (РСВ), остаются регулируемые договоры (РГ). Но меняются объемы расторговки в этих сегментах. Сейчас свободные договоры (СД) - это несколько процентов, они (их объемы - ИФ) должны вырасти в разы", - сказал он.

Одной из альтернатив этой модели была модель с введением механизма ДПМ-штрих (продление механизма ДПМ и применение его к проектам по модернизации), от которой отказались по ряду причин, в том числе, как пояснил М.Курбатов, из-за сложности корректно посчитать стоимость модернизации для возврата инвестиций в нее.

Новая модель сама по себе должна дать толчок проектам модернизации. "Объекты, которые действительно критичны для модернизации, их не так много, по ним сами генераторы уже готовы делать инвестиции, и если будет какой-то толчок - а рынок двусторонних договоров им дает толчок - уверен, что пойдут первые проекты в модернизации", - считает М.Курбатов. В то же время государство оставит себе возможность в случае, если инвесторы не будут принимать решения с необходимой скоростью, проводить конкурс на строительство и, по словам М.Курбатова, даже на модернизацию мощностей - и "выдавать ДПМ-штрих в ограниченном количестве".

М.Курбатов напомнил, что новая модель может заработать с 2015 года. Как сообщалось, ранее Минэнерго РФ планировало представить новую модель энергорынка до конца февраля, однако правительство отправило ее на доработку до 1 июля. Ранее также планировалось, что новая модель заработает с начала или с середины 2014 года.
Служба энергетической информации

Оффлайн DJEK

  • Постоялец
  • ***
  • Сообщений: 1563
  • Лайков: 1
  • Пол: Мужской
  • Кемерово - Россия - Земля
    • Просмотр профиля
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #91 : 30 Март 2013, 10:02:59 »
Минэнерго объявило о концептуальной готовности новой модели энергорынка
http://www.bigpowernews.ru/news/document48874.phtml

МОСКВА, 28 марта (BigpowerNews) – Новая модель энергорынка РФ концептуально готова, и теперь Минэнерго намерено обсудить ее с участниками рынка, сообщил вчера журналистам курирующий электроэнергетику замминистра энергетики РФ Михаил Курбатов.
По его словам, изменения действующей модели не будут кардинальными, речь идет «о ее донастройке». Он подтвердил, что новая модель может заработать с 2015 года. «Для себя мы ставим начало следующего года, если получиться раньше, то раньше», — сказал он.
Текущая модель рынка предполагает раздельную продажу электроэнергии и мощности. Генераторы участвуют в конкурентном отборе мощности (КОМ), получая фиксированную плату на год , а электроэнергию продают в ежедневном режиме.
Предлагаемые изменения модели предусматривают отказ от КОМ и переход к прямым двусторонним долгосрочным договорам между генераторами и покупателями энергии.
В рамах новой модели на оптовом рынке электроэнергии «элементы остаются те же самые: остается балансирующий рынок (БР), остается рынок на сутки вперед (РСВ), остаются регулируемые договоры (РГ). Но меняются объемы расторговки в этих сегментах. Сейчас свободные договоры (СД) – это несколько процентов, они [ред — их объемы] должны вырасти в разы», – пояснил журналистам предправления НП «Совет рынка» Вячеслав Кравченко.
В свою очередь Курбатов отметил, что эти механизмы доказали свою эффективность и изменятся не будут.
От нерыночных механизмов стимуляции инвестиций в развитие генмощностей предполагается отказаться. В частности, из договоров предоставления мощности, которые ранее обеспечивали возврат инвестиций генераторов в новое строительство, останутся только действующие. В условиях, когда основные проекты по строительству новых мощностей завершены, производители энергии, в частности «Интер РАО» и «Газпром энергохолдинг», настаивали на сохранении ДПМ по проектам по модернизации мощностей в рамках модели ДПМ-штрих, но по мнению Минэнерго, модель двусторонних договоров сама сможет обеспечить привлечение инвестиций туда, где они реально нужны. Кроме того, отмечают в Минэнерго, по новому строительству посчитать корректно его стоимость для возврата инвестиций достаточно просто, но сделать это по модернизации очень сложно. «Скорее всего, ДПМ-штрих окажется выше, чем есть», — отмечает Кубатов.
«Объекты, которые действительно критичны для модернизации, их не так много, по ним сами генераторы уже готовы делать инвестиции, и если будет какой–то толчок – а рынок двусторонних договоров им дает толчок – уверен, что пойдут первые проекты в модернизации», – считает Курбатов. В то же время государство, говорит замминистра, намерено точечно применять механизм гарантирования инвестиций там, где при необходимости строительства «инвесторы не инвестируют».
При этом новой моделью будут предусмотрены штрафы за аварийность. «Либо замещай [ред – новым оборудованием], либо плати», — заключил Курбатов.
Между тем, как пишет РБК daily, у генераторов свои аргументы. «Модель двусторонних долгосрочных договоров, во–первых, сложно реализуема, во–вторых, вызовет резкий рост тарифов и, в–третьих, однозначно снизит инвестиции в отрасль, — сказал газете ген директор «Газпром энергохолдинга» Денис Федоров. По его словам, на фоне отсутствия долгосрочной стратегии развития отрасли по модернизации действующих и строительству новых мощностей это может привести к невосполнимому дефициту мощности уже в 2018—2019 годах.
«Минэнерго не согласовывало свой вариант модели рынка с генерирующими компаниями, и с нашей стороны никаких решений по ее одобрению не принято», — рассказал РБК daily директор НП «Совет производителей энергии» Игорь Миронов. В «Э.ОН Россия», «РусГидро», «Квадре» и ТГК–2 не стали комментировать новую модель рынка, уточнив, что пока не знакомы с документом, отмечает газета.
Модель окажется невыгодной для тех генераторов, которые большую прибыль получают от продажи мощности, считает главный эксперт Газпромбанка Наталья Порохова, мнение которой приводит РБК daily. Под удар подпадают отчасти гидростанции и некоторые тепловые, добавляет аналитик. Во время обсуждения модели предполагалось, что таким компаниям будут установлены специальные тарифы.

Оффлайн WarrenB

  • участник пула ДНПП
  • Ветеран
  • ***
  • Сообщений: 4177
  • Лайков: 791
    • Просмотр профиля
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #92 : 01 Апрель 2013, 17:06:55 »
Потребитель не хочет платить по тарифу
Эксклюзив

Алина ФадееваСегодня, 00:05

ИТАР-ТАСС

 Рынок распределенной энергетики в России может значительно вырасти в ближайшие несколько лет. Тарифы на передачу электроэнергии для крупных потребителей достигли уровня, который вынуждает покидать энергосистему не только промышленные предприятия, но и организации, для которых строительство собственных мощностей казалось невыгодным.
 
Толчком для развития собственных источников генерации стали рост тарифов на передачу электроэнергии и проблема перекрестного субсидирования. В 2007 году объем «перекрестки» оценивался в 40 млрд руб. К 2011 году общий объем переплаты в рамках перекрестного субсидирования для крупных потребителей вырос в восемь раз, до 320 млрд руб. Больше 80% включены в тарифы на услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям. По данным Энергетического центра «Сколково», в 2011 году тариф на передачу для промышленных предприятий в России оказался на 41% выше, чем в США, и приблизился к ценам Европы. Отдельные предприятия, подключенные к сетям по договору «последней мили», платят в среднем в три раза больше за услуги по передаче энергии, чем аналогичные предприятия в странах Европы, подсоединенные к магистральным сетям. Крупные потребители решили, что отсоединиться от единой системы будет выгоднее.
 
Одним из флагманов развития собственной энергетики считается НЛМК, где полтора года назад построили 150 МВт. Теперь в компании прорабатывают вопрос о строительстве собственных мощностей на всех площадках группы. Для НЛМК себестоимость электроэнергии, произведенной на собственном топливе, составляет меньше рубля (при подключении к сетям высокого напряжения — 0,08 евро, при подключении к сетям высокого и низкого напряжения — 0,1 евро). Средняя цена 1 КВт от собственного источника обходится предприятию от 1,1 до 1,6 руб., то есть в два раза дешевле, чем от сети.
 
Проекты собственной генерации окупаются в течение нескольких лет. «Быстрее всего — примерно за три года — возвращают деньги энергоемкие предприятия, чьи мощности работают с постоянной высокой загрузкой», — говорит директор по стратегическим коммуникациям компании «Бристоль» Сергей Бледных. Для остальных срок окупаемости растягивается до пяти лет. По словам г-на Бледных, еще два года назад организации в основном строили генерацию на собственные деньги, сейчас же на рынке достаточно инвесторов, в том числе таких крупных, как Сбербанк, Газпромбанк, ВЭБ.
 
Сергей Бледных отмечает, что в последнее время собственные мощности начинают строить нетипичные предприятия: торговые центры, аквапарки, тепличные комплексы. «В последний год на собственную генерацию пытаются перейти даже те, кому она на первый взгляд невыгодна: организации, не имеющие собственного топлива в виде побочного продукта производства, или те, у кого цена на электроэнергию в себестоимости продукции составляет, например, не 70%, а всего 20%. Это прямо свидетельствует о том, что нынешняя энергосистема работает крайне неэффективно», — говорит руководитель практики «Стратегия» консалтинговой компании Branan Ольга Быкова.
 
Общая потребность вводов генерирующих мощностей, согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики на период до 2030 года, составляет 173 ГВт. Предусматривается, что к тому времени будет введено всего 3,1 ГВт распределенной генерации. Впрочем, по мнению г-на Бледных, уже через 5—7 лет объем собственной энергетики может вырасти до 20 ГВт.
 
Системный оператор не видит препятствий для развития малой генерации, если производители обеспечат надежность. «Любые энергоустановки, которые включаются в Единую энергосистему и могут выдавать мощность в сеть, должны соответствовать существующим техническим и организационным требованиям, единым для всех генерирующих объектов», — сообщил РБК daily официальный представитель системного оператора Дмитрий Батарин.
 
При повсеместном развитии малой генерации потребители, занимающиеся ее развитием, опасаются, что государство захочет защитить инфраструктурные компании и внесет изменения в законодательство, которое сделает строительство менее выгодным. Потребителей могут вновь обязать выводить все станции свыше 25 МВт на оптовый рынок и закупать электроэнергию у самих себя, опасается собеседник РБК daily в одной из компаний. В этом случае инвестиции компании не окупятся никогда.

Оффлайн sally3

ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #93 : 04 Апрель 2013, 19:29:26 »
http://www.finam.ru/analysis/newsitem72B5D/

Медведев подписал указ о назначении на пост замминистра энергетики Кирилла Молодцова
04.04.2013 19:20   Новости компаний

Дмитрий Медведев, председатель правительства РФ, подписал указ о назначении на пост заместителя министра энергетики Кирилла Молодцова, сообщается в документах ведомства. Кирилл Молодцов будет курировать нефтегазовое направление.

Молодцов отметил, что перед министерством стоит ряд важнейших задач: решение вопросов системы налогообложения нефтяной и газовой отрасли, освоения шельфа и увеличения глубины переработки нефти и газа.

mitox

  • Гость
ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #94 : 09 Апрель 2013, 18:31:03 »
http://www.vedomosti.ru/finance/news/10945471/elektroenergeticheskie_kompanii_privlekut_investorov_tolko
Михаил Расстригин Для Vedomosti.ru 09.04.2013
 
Падение акционерной стоимости российских электроэнергетических компаний, ускорившееся год назад, будет продолжаться до тех пор, пока эмитенты не смогут обеспечить дивидендную доходность на уровне 4-6%. Дивиденды — это единственный осязаемый ориентир и ключевой фактор инвестиционной привлекательности компаний сектора.

Путь, пройденный российской электроэнергетикой за последние десять лет, во многом повторяет тот путь, что несколько раньше прошли электроэнергетические компании Евросоюза: от застоя 1990-х через последующую либерализацию и дерегулирование к «бычьему» рынку 2000-х и, наконец, к снижению цен и спроса в последние годы. На протяжении этого периода доходы европейских компаний сильно колебались, при этом практически всегда сохранялась заметная доля непредсказуемости. Это отчасти похоже на ситуацию в России, где непредсказуемость решений регуляторов также довольно сильно влияет на прогнозируемость прибылей компаний. Однако главное отличие компаний развитых стран заключается в том, что в последние 30 лет они регулярно выплачивали акционерам в виде дивидендов от 50% до 70% чистой прибыли. Иногда, в годы существенного падения прибылей, выплаты доходили до 100-150%, а то и более, что делалось для обеспечения стабильности выплат в абсолютном выражении. Таким образом, несмотря на волатильность прибылей европейские компании могли обеспечить своим акционерам стабильный и предсказуемый дивидендный поток.

А вот их российские аналоги, для которых последнее десятилетие стало периодом активного, а зачастую и просто взрывного роста, порожденного реформой РАО «ЕЭС», напротив, никогда не были щедры на дивиденды. И предпочитали до 100% свободного денежного потока направлять на не всегда экономически обоснованные инвестиции. Поэтому, когда эра стремительного роста закончилась, а цены на электроэнергию в России практически сравнялись со средними по Европе, акционерная стоимость российских электроэнергетических компаний, лишившись фундаментальной поддержки, начала резко снижаться. Ведь сколько-нибудь ощутимые дивидендные выплаты так и не начались, а риски дальнейшего сокращения доходов стали расти.

Сегодня порядка 70-90% в оценке российских электроэнергетических компаний составляет текущая оценка их стоимости в долгосрочном периоде. В ближайшие годы компании сектора намерены сосредоточиться в основном на существенных капитальных вложениях, которые будут профинансированы не только за счет текущих доходов, но и за счет заемных средств. Таким образом, большинство энергетических компаний скорее всего сможет начать увеличивать очищенные от капвложений денежные потоки, а также приступить к снижению долга и выплате заметных дивидендов лишь после 2015-2017 гг. То есть инвестор, который сегодня покупает акции энергетических компаний, по сути инвестирует в будущее в расчете на то, что ожидаемые доходы будут именно такими, как прогнозируется сейчас, что у компаний не появится новых капиталоемких проектов, а заработанные деньги действительно начнут распределяться среди акционеров.

Риск и доходность инвестиций практически всегда взаимосвязаны. На наш взгляд, вероятность того, что в будущем доходы энергетических компаний будут отличаться от прогнозов и что у них появятся новые крупные инвестиционные проекты, значительна. Предпосылками к этому могут служить уже высокие цены на электроэнергию в России, не очень успешные попытки увеличения стоимости за счет сокращения затрат, низкая эффективность и высокий износ основного оборудования. Даже, казалось бы, гарантированные доходности, получаемые компаниями на вложенные средства в рамках договоров на предоставление мощности (ДПМ), не являются безрисковыми. Приведем пример: строительство и ввод новых электростанций действительно приносят инвесторам гарантированный доход на уровне 13%, но что при этом происходит с доходом, который компании получают на существующих электростанциях? Ввод новых, более эффективных электростанций приводит к замещению старых и снижению уровня маржинальных цен на электроэнергию (которые раньше диктовали старые мощности, энергия которых была востребована). В результате доходы существующих электростанций снижаются, а на новых остаются на четко определенном 13%-ном уровне. Поэтому даже безрисковые на первый взгляд инвестиции в ДПМ несут в себе значительные риски, влияющие на будущие доходы компаний.

Стоит отметить, что подобного рода риски существуют практически в любом другом секторе экономики. Поэтому именно стабильный поток дивидендов определяет устойчивость уровня доходов для инвестора и базу справедливой оценки компании на в целом достаточно рискованном рынке. Примеры стабильных дивидендных доходов могут быть найдены не только у западноевропейских электроэнергетических компаний, но и в других секторах российской экономики. Например, МТС, «Лукойл», «Уралкалий» и многие другие платят в виде дивидендов от 20% до 70% прибыли, и акции этих компаний обеспечивают акционерам 4-6% дивидендной доходности. Стоит отметить, что все больше и больше компаний широкого рынка акций (составляющих базу для расчета индексов РТС и РТС 2) начинают увеличивать дивиденды. Мы насчитали порядка 30 из примерно 100 компаний, направляющих на дивиденды более 20% чистой прибыли. Акции компаний, платящих дивиденды, можно рассматривать в качестве облигаций, которые приносят стабильный процентный доход и при этом имеют опцион увеличения стоимости за счет улучшения перспектив роста прибылей — в частности, за счет усилий менеджмента по сокращению затрат и увеличению прозрачности.

Таким образом, принятие компаниями сектора четкой и прозрачной дивидендной политики, способной обеспечить дивидендную доходность на уровне не менее 4-6%, оказало бы хорошую поддержку котировкам их акций за счет притока «длинных» денег и уменьшения их привлекательности для спекулятивных хедж-фондов.

Российские электроэнергетические компании направляют на дивиденды 0-10% чистой прибыли, дивидендная доходность 0-1,5%. Если коэффициент выплат останется неизменным или вырастет незначительно (наш базовый сценарий), компании скорее всего ждет дальнейшая коррекция. И продолжится она, пока их оценка не опустится с нынешних 6-8 по показателю «отношение капитализации к прибыли» (P/E) до 2-3, как у «Транснефти» и «Газпрома», — то есть до уровней, обеспечивающих дивидендную доходность в 4-6% при выплате 5-15% чистой прибыли. Текущие же ценовые уровни, на наш взгляд, можно считать обоснованными лишь при направлении на дивиденды 40-70% прибыли. Но этот альтернативный сценарий может быть реализован лишь в том случае, если улучшение дивидендной политики, гарантирующее акционерам стабильный доход, станет приоритетным направлением.

С одной стороны, компаниям необходимо вкладывать существенные средства в обновление основных фондов. Вместе с тем острой потребности в новых мощностях сейчас нет, т.к. на рынке электроэнергии отмечается некоторый избыток предложения. На наш взгляд, компании могли бы вкладывать в обновление основных средств 50-75% зарабатываемого денежного потока, а оставшуюся часть стабильно и последовательно направлять на дивиденды. Это остановило бы снижение капитализации и дало инвесторам почувствовать поддержку акций на уровне 4-6% дивидендной доходности. Кроме того, стабильность и инвестиционная привлекательность энергетики, обеспеченная дивидендами, позволила бы компаниям привлекать деньги, размещая акции на открытом рынке. Ведь сегодня все спецпроекты в энергетике (например, развитие Дальнего Востока или «Кубаньэнерго») осуществляются за счет допэмиссий, деньги в которые вкладывает только государство.

Также стоит отметить, что часть крупных инвестиционных проектов национального масштаба, рыночная окупаемость которых невозможна, следует реализовывать, используя компании лишь в качестве управляющих структур, а финансирование осуществлять из фондов специального назначения, возможно, государственных.

С учетом вышесказанного мы скорректировали нашу модель оценки, ключевыми факторами в которой стали размер дивидендов на акцию и перспективы их увеличения. Больший потенциал снижения имеют акции «Интер РАО» и «ФСК», меньший — «Русгидро» и «Холдинга МРСК». Тем не менее всем им мы присваиваем рекомендацию «продавать». Наши фавориты в секторе — по-прежнему «Э.ОН Россия», «МРСК Центра и Приволжья» и «ТГК-1», потому что они в большей степени предрасположены к выплатам дивидендов и уже сегодня сбалансированы с точки зрения распределения денежного потока. Основные риски, которые могут повлиять на стоимость акций, — размер дивидендов и динамика их выплат, изменение цен на электроэнергию, регуляторные изменения, корректировка инвестиционных программ и проведение допэмиссий акций.

Оффлайн Tony

ЭНЕРГЕТИКА - разное
« Ответ #95 : 09 Апрель 2013, 18:54:06 »
Наши фавориты в секторе — по-прежнему «Э.ОН Россия», «МРСК Центра и Приволжья» и «ТГК-1», потому что они в большей степени предрасположены к выплатам дивидендов
Статья неплохая, но чем же это МРСК ЦП в большей степени предрасположена к выплате дивидендов, чем, например, МРСК Центра? :)

 

Поиск

 
 
СВЯЗЬ С АДМИНОМ
Top-100 блогов инвесторов, 
трейдеров и аналитиков
www.auremo.org - Цветная металлургия www.evek.org - Продажа металлопродукции