Эл5 Энерго (Энел) акции

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, судите сами.

Во-первых, экономика.
Рынок платит за модернизацию:
— уголь 54 млн.руб/МВт
— газ 33 млн.руб/МВт

Гарантированный возврат инвестиций:
— уголь 1379 тыс.руб/МВт/мес
— газ 864 тыс.руб/МВт/мес

При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.

Во-вторых, для перевода на газ нужно получить лимиты. Поскольку газа периодически не хватает, это трудно реализуемо.
Правда, если введут санкции на СПГ (об этом пишут сейчас периодически), то Новатэк вполне может дать лимиты. Но это — дело будущего. Технически перевести на газ несложно и не очень дорого.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

Konstantin, Технически это реально и не дорого. Если с газа на уголь то дорого.

А вообще реально Ргрэс перепрошить с угля на газ? Или при повышенных тарифах это не имеет смысла… Ну или хотя б сделать модернизацию и сделать Ргрэс угольно газовой?

ДПМ-2 в Нацпроектах: Не менее 11 ГВт составит установленная мощность объектов электроэнергетики, включенных в инвестиционные проекты по модернизации
генерирующих мощностей (замена 57 турбин и 40 котлоагрегатов),
до конца 2024 г.

Источник:
НАЦИОНАЛЬНЫЕ ПРОЕКТЫ: ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ И ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
На основе паспортов национальных проектов,
утвержденных президиумом Совета при Президенте Российской Федерации
по стратегическому развитию и национальным проектам 24 декабря 2018 г.

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

no hud, У Рефты 4 турбины по 500 МВт, кстати…

khornickjaadle, о том и речь

Похоже, зелёный свет включили.

Дальше по Рефтинской варианты:

1. Оставить Рефтинскую себе:
1.1. Взять турбины из Китая, предположим под гарантии Синошура, в который дорожка уже протоптана.

1.2. Привезти из Европы. Предположим, восстановленную, которая уж точно там в дело не пойдет.

2. Продать Рефтинскую с гарантированным потоком на 15 лет. И с соответствующей наценкой, конечно.

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

no hud, У Рефты 4 турбины по 500 МВт, кстати…

khornickjaadle, о том и речь

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

no hud, У Рефты 4 турбины по 500 МВт, кстати…

Чистенько мы ругаем наше государство за медлительность.
Вот вам и обратный пример: Постановление правительства, отменяющее до 2025 года запрет на ввоз в Россию турбоагрегатов 500МВт и выше.
17 января запущено, и уже завершило все обсуждения. Такими темпами оно и до рассмотрения проектов ДПМ-2 будет подписано :)

Энергия из воздуха
Не так давно на полях этой ветки сопоставляли угольную и ветро-энергетику. Довольно удачно рассмотрели LCOE стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла энергоустановки. Чтобы Вам не искать, приведу данные на конец 2018 года.



Капитальные затраты на строительство ВЭС и эффект для энергокомпании «на цифрах» не рассмотрели. Предлагаю немного вернуться к обсуждению.
Исходя из прописной истины, что всё познаётся в сравнении, сопоставим экономической эффект от «теплового» и «ветрового» ДПМ для именно энергокомпании. Возьмем наиболее актуальные проекты, разрабатываемые Энел:
— угольная Рефтинская ГРЭС;
— ветроэлектростанции: Азовская ВЭС, Мурманская ВЭС, ВЭС Lagoa dos Ventos.
Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт, подлежит модернизации с удельными капзатратами 54млн.руб/МВт. Поскольку ДПМ по Рефтинской ГРЭС пока не утвержден, в расчет приняты текущие платежи «теплового» ДПМ для Энел.
Все три ветроэлектростанции — вновь возводимые. Азовская ВЭС (90 МВт), Мурманская ВЭС (201 МВт) строятся по ДПМ ВИЭ, предполагающем максимальные капзатраты на уровне 165 млн.руб/МВт.
ВЭС Lagoa dos Ventos возводится в Бразилии. Механизмы дополнительного субсидирования по этому проекту отсутствуют. Интересен он и мощностью 716 МВт, гораздо более приближенной к мощности тепловых станций.




Денежный поток после покрытия капзатрат — это то, что остается в энергокомпании и используется на покрытие прочих расходов энергокомпании на реализацию ДПМ. (В основном, прочие расходы — проценты по кредитам).

Итак.
1. Расходы на строительство новой крупной ВЭС всего на 35% выше, чем на модернизацию ГРЭС. Возможно, это объясняется дешевизной базовых стройматериалов и строительных работ в Бразилии.
Сразу отмечу, что строительство новой «некрупной» ВЭС на 39% дороже, чем крупной ВЭС. Возможно, это эффект масштаба, а также разница стоимости базовых стройматериалов и строительных работ, указанная выше.
Расходы на строительство новой «некрупной» ВЭС на 87% выше, чем на модернизацию ГРЭС.
Вывод: CAPEX ветропарков не кардинально выше (а может, и ниже), чем ГРЭС.
2. С учетом существенно более высоких платежей по ДПМ энергокомпании рентабельнее выгоднее участвовать в ДПМ ВИЭ. Финансовый результат выше в 2 раза.

Комментарии, правки и дополнения приветствуются.

no hud, Текущий ДПМ у Энел работает на доходности 14% при доходности ОФЗ 8,5%. Был утверждён в 2010 году. Сейчас государство предлагает 12% на ДПМ-2 при доходности ОФЗ 7,5%. Такая же доходность предполагается и по ДПМ ветер, но точно не помню. Думаю, что если ДПМ-2 утвердят 14%, то Рефту не будут продавать.

khornickjaadle, китайские инвесторы могут ещё и на спреде доходнойстей неплохо заработать.

Энергия из воздуха
Не так давно на полях этой ветки сопоставляли угольную и ветро-энергетику. Довольно удачно рассмотрели LCOE стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла энергоустановки. Чтобы Вам не искать, приведу данные на конец 2018 года.



Капитальные затраты на строительство ВЭС и эффект для энергокомпании «на цифрах» не рассмотрели. Предлагаю немного вернуться к обсуждению.
Исходя из прописной истины, что всё познаётся в сравнении, сопоставим экономической эффект от «теплового» и «ветрового» ДПМ для именно энергокомпании. Возьмем наиболее актуальные проекты, разрабатываемые Энел:
— угольная Рефтинская ГРЭС;
— ветроэлектростанции: Азовская ВЭС, Мурманская ВЭС, ВЭС Lagoa dos Ventos.
Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт, подлежит модернизации с удельными капзатратами 54млн.руб/МВт. Поскольку ДПМ по Рефтинской ГРЭС пока не утвержден, в расчет приняты текущие платежи «теплового» ДПМ для Энел.
Все три ветроэлектростанции — вновь возводимые. Азовская ВЭС (90 МВт), Мурманская ВЭС (201 МВт) строятся по ДПМ ВИЭ, предполагающем максимальные капзатраты на уровне 165 млн.руб/МВт.
ВЭС Lagoa dos Ventos возводится в Бразилии. Механизмы дополнительного субсидирования по этому проекту отсутствуют. Интересен он и мощностью 716 МВт, гораздо более приближенной к мощности тепловых станций.




Денежный поток после покрытия капзатрат — это то, что остается в энергокомпании и используется на покрытие прочих расходов энергокомпании на реализацию ДПМ. (В основном, прочие расходы — проценты по кредитам).

Итак.
1. Расходы на строительство новой крупной ВЭС всего на 35% выше, чем на модернизацию ГРЭС. Возможно, это объясняется дешевизной базовых стройматериалов и строительных работ в Бразилии.
Сразу отмечу, что строительство новой «некрупной» ВЭС на 39% дороже, чем крупной ВЭС. Возможно, это эффект масштаба, а также разница стоимости базовых стройматериалов и строительных работ, указанная выше.
Расходы на строительство новой «некрупной» ВЭС на 87% выше, чем на модернизацию ГРЭС.
Вывод: CAPEX ветропарков не кардинально выше (а может, и ниже), чем ГРЭС.
2. С учетом существенно более высоких платежей по ДПМ энергокомпании рентабельнее выгоднее участвовать в ДПМ ВИЭ. Финансовый результат выше в 2 раза.

Комментарии, правки и дополнения приветствуются.

no hud, Текущий ДПМ у Энел работает на доходности 14% при доходности ОФЗ 8,5%. Был утверждён в 2010 году. Сейчас государство предлагает 12% на ДПМ-2 при доходности ОФЗ 7,5%. Такая же доходность предполагается и по ДПМ ветер, но точно не помню. Думаю, что если ДПМ-2 утвердят 14%, то Рефту не будут продавать.

khornickjaadle, вполне возможно. И это сравнение подтверждает отличную экономику.
Есть и иные причины.

Энергия из воздуха
Не так давно на полях этой ветки сопоставляли угольную и ветро-энергетику. Довольно удачно рассмотрели LCOE стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла энергоустановки. Чтобы Вам не искать, приведу данные на конец 2018 года.



Капитальные затраты на строительство ВЭС и эффект для энергокомпании «на цифрах» не рассмотрели. Предлагаю немного вернуться к обсуждению.
Исходя из прописной истины, что всё познаётся в сравнении, сопоставим экономической эффект от «теплового» и «ветрового» ДПМ для именно энергокомпании. Возьмем наиболее актуальные проекты, разрабатываемые Энел:
— угольная Рефтинская ГРЭС;
— ветроэлектростанции: Азовская ВЭС, Мурманская ВЭС, ВЭС Lagoa dos Ventos.
Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт, подлежит модернизации с удельными капзатратами 54млн.руб/МВт. Поскольку ДПМ по Рефтинской ГРЭС пока не утвержден, в расчет приняты текущие платежи «теплового» ДПМ для Энел.
Все три ветроэлектростанции — вновь возводимые. Азовская ВЭС (90 МВт), Мурманская ВЭС (201 МВт) строятся по ДПМ ВИЭ, предполагающем максимальные капзатраты на уровне 165 млн.руб/МВт.
ВЭС Lagoa dos Ventos возводится в Бразилии. Механизмы дополнительного субсидирования по этому проекту отсутствуют. Интересен он и мощностью 716 МВт, гораздо более приближенной к мощности тепловых станций.




Денежный поток после покрытия капзатрат — это то, что остается в энергокомпании и используется на покрытие прочих расходов энергокомпании на реализацию ДПМ. (В основном, прочие расходы — проценты по кредитам).

Итак.
1. Расходы на строительство новой крупной ВЭС всего на 35% выше, чем на модернизацию ГРЭС. Возможно, это объясняется дешевизной базовых стройматериалов и строительных работ в Бразилии.
Сразу отмечу, что строительство новой «некрупной» ВЭС на 39% дороже, чем крупной ВЭС. Возможно, это эффект масштаба, а также разница стоимости базовых стройматериалов и строительных работ, указанная выше.
Расходы на строительство новой «некрупной» ВЭС на 87% выше, чем на модернизацию ГРЭС.
Вывод: CAPEX ветропарков не кардинально выше (а может, и ниже), чем ГРЭС.
2. С учетом существенно более высоких платежей по ДПМ энергокомпании рентабельнее выгоднее участвовать в ДПМ ВИЭ. Финансовый результат выше в 2 раза.

Комментарии, правки и дополнения приветствуются.

no hud, Текущий ДПМ у Энел работает на доходности 14% при доходности ОФЗ 8,5%. Был утверждён в 2010 году. Сейчас государство предлагает 12% на ДПМ-2 при доходности ОФЗ 7,5%. Такая же доходность предполагается и по ДПМ ветер, но точно не помню. Думаю, что если ДПМ-2 утвердят 14%, то Рефту не будут продавать.

Энергия из воздуха
Не так давно на полях этой ветки сопоставляли угольную и ветро-энергетику. Довольно удачно рассмотрели LCOE стоимость электроэнергии на протяжении жизненного цикла энергоустановки. Чтобы Вам не искать, приведу данные на конец 2018 года.



Капитальные затраты на строительство ВЭС и эффект для энергокомпании «на цифрах» не рассмотрели. Предлагаю немного вернуться к обсуждению.

Исходя из прописной истины, что всё познаётся в сравнении, сопоставим экономической эффект от «теплового» и «ветрового» ДПМ для именно энергокомпании. Возьмем наиболее актуальные проекты, разрабатываемые Энел:
— угольная Рефтинская ГРЭС;
— ветроэлектростанции: Азовская ВЭС, Мурманская ВЭС, ВЭС Lagoa dos Ventos.

Рефтинская ГРЭС мощностью 3800 МВт, подлежит модернизации с удельными капзатратами 54млн.руб/МВт. Поскольку ДПМ по Рефтинской ГРЭС пока не утвержден, в расчет приняты текущие платежи «теплового» ДПМ для Энел.

Все три ветроэлектростанции — вновь возводимые. Азовская ВЭС (90 МВт), Мурманская ВЭС (201 МВт) строятся по ДПМ ВИЭ, предполагающем максимальные капзатраты на уровне 165 млн.руб/МВт.

ВЭС Lagoa dos Ventos возводится в Бразилии. Механизмы дополнительного субсидирования по этому проекту отсутствуют. Интересен он и мощностью 716 МВт, гораздо более приближенной к мощности тепловых станций.




Денежный поток после покрытия капзатрат — это то, что остается в энергокомпании и используется на покрытие прочих расходов энергокомпании на реализацию ДПМ. (В основном, прочие расходы — проценты по кредитам).

Итак.
1. Расходы на строительство новой крупной ВЭС всего на 35% выше, чем на модернизацию ГРЭС. Возможно, это объясняется дешевизной базовых стройматериалов и строительных работ в Бразилии.
Сразу отмечу, что строительство новой «некрупной» ВЭС на 39% дороже, чем крупной ВЭС. Возможно, это эффект масштаба, а также разница стоимости базовых стройматериалов и строительных работ, указанная выше.
Расходы на строительство новой «некрупной» ВЭС на 87% выше, чем на модернизацию ГРЭС.

Вывод: CAPEX ветропарков не кардинально выше (а может, и ниже), чем ГРЭС.

2. С учетом существенно более высоких платежей по ДПМ энергокомпании рентабельнее выгоднее участвовать в ДПМ ВИЭ. Финансовый результат выше в 2 раза.


Комментарии, правки и дополнения приветствуются.

Рейтинговое агентство Fitch Ratings («Fitch») объявило 11 февраля о повышении долгосрочного кредитного рейтинга Enel SpA с «BBB +» до «A-».
www.fitchratings.com/site/pr/10061995

А у России только «BBB-», хоть и с «позитивным» прогнозом

Рейтинговое агентство признало значительные успехи Группы Enel в решении сложных операционных и финансовых задач в период с 2015 по 2018 годы, ее глобальное лидерство в области энергосетей и возобновляемых источников энергии, значительный вклад в сфере регулируемых и квазирегулируемых видов деятельности, а также передовые позиции в вопросах внедрения инноваций и устойчивого развития в рамках энергетической отрасли.

В числе ключевых критериев, учитывавшихся при повышении рейтинга, Fitchсосредоточилось на следующих показателях Стратегического плана Enel на 2019-2021годы:

дальнейшее ускорение развития возобновляемой энергетики;
акцент на эффективности, устойчивом развитии и инновациях;
ожидаемый рост EBITDA от деятельности Группы Enel в Южной Америке;
снижение рисков бизнес-модели для минимизации зависимости от рыночной волатильности;
высокая предсказуемость нормативно-правового регулирования;
стабильные финансовые ресурсы в рамках планового периода.

www.enelrussia.ru/ru/media/news/d201902-fitch-upgrades-enels-long-term-rating-to-a--and-maintains-the-short-term-rating-at-f-2-stable-outlook.html

no hud, почему через 3 ступени? За BBB+ вверх идет A-. Разве между ними что-то еще есть?
P.S. BB и B — ниже BBB.

Arti, исправлено
да + и — у меня запутались

Через три ступени
Рейтинговое агентство Fitch Ratings («Fitch») объявило 11 февраля о повышении долгосрочного кредитного рейтинга Enel SpA с «BBB +» до «A-».
www.fitchratings.com/site/pr/10061995

А у России только «BBB-», хоть и с «позитивным» прогнозом

no hud, где-то слышал, что рейтинг компании не может быть выше чем страны, в которой она функционирует

no hud, почему через 3 ступени? За BBB+ вверх идет A-. Разве между ними что-то еще есть?
P.S. BB и B — ниже BBB.

Рейтинговое агентство Fitch Ratings («Fitch») объявило 11 февраля о повышении долгосрочного кредитного рейтинга Enel SpA с «BBB +» до «A-».
www.fitchratings.com/site/pr/10061995

А у России только «BBB-», хоть и с «позитивным» прогнозом

Велес, кстати, хитрые ребята.
Они осенью на Энеле прокатились в том же диапазоне 1,08 — 1,21.
invest-idei.ru/idea/1185

И теперь, когда многие ставят рекомендации на «пересмотр», они на тех же уровнях опять покупают с той же целью

Marina from Invest-idei.ru, сейчас не «пересмотр», а тольо изменили целевую цену на «1,21 руб., сохраняя рекомендацию ПОКУПАТЬ»

Велес, кстати, хитрые ребята.
Они осенью на Энеле прокатились в том же диапазоне 1,08 — 1,21.
invest-idei.ru/idea/1185

И теперь, когда многие ставят рекомендации на «пересмотр», они на тех же уровнях опять покупают с той же целью

Энел Россия может отказаться от выплаты дивидендов — Велес Капитал

Дивидендная политика «Энел Россия», предполагающая выплату 65% от показателя чистой прибыли по МСФО, подтверждена на 2018 год как ориентир для совета директоров компании при рекомендации к одобрению на годовом общем собрании акционеров. Об этом сообщается в стратегическом плане компании на 2019-2021 годы.

Обновленный прогноз, представленный менеджментом «Энел Россия» на Дне аналитика, оказался хуже наших ожиданий. Как вызовы, перед которыми компании предстоит встретиться, так и логика презентации указывает на высокую вероятность временного отказа от дивидендных выплат в пользу инвестиций. Кроме того, согласно дивидендной политике, компания не обязана сохранять текущий коэффициент выплат на уровне 65% после 2019 г.

Теперь в базовом варианте мы исходим из того, что дивиденды за 2020 и 2021 г. выплачиваться не будут. После 2021 г. мы ожидаем плавного повышения коэффициента выплат с 50% до текущих 65%.

В качестве краткосрочной компенсации инвесторы могут довольствоваться фактической дивидендной доходностью на уровне 13% в 2019 г. и 9,4% — в 2020 г.
читать дальше на смартлабе

stanislava, эта «новость» уже была час назад.

Смотрите ниже:
В 19 году 13% дивидендная доходность, в 20 — 9,4% .

Резюме: «Наша новая цена 1,21 руб., рекомендация ПОКУПАТЬ с TSR 29,5%»

Энел Россия может отказаться от выплаты дивидендов - Велес Капитал

Дивидендная политика «Энел Россия», предполагающая выплату 65% от показателя чистой прибыли по МСФО, подтверждена на 2018 год как ориентир для совета директоров компании при рекомендации к одобрению на годовом общем собрании акционеров. Об этом сообщается в стратегическом плане компании на 2019-2021 годы.

Обновленный прогноз, представленный менеджментом «Энел Россия» на Дне аналитика, оказался хуже наших ожиданий. Как вызовы, перед которыми компании предстоит встретиться, так и логика презентации указывает на высокую вероятность временного отказа от дивидендных выплат в пользу инвестиций. Кроме того, согласно дивидендной политике, компания не обязана сохранять текущий коэффициент выплат на уровне 65% после 2019 г.

Теперь в базовом варианте мы исходим из того, что дивиденды за 2020 и 2021 г. выплачиваться не будут. После 2021 г. мы ожидаем плавного повышения коэффициента выплат с 50% до текущих 65%.

В качестве краткосрочной компенсации инвесторы могут довольствоваться фактической дивидендной доходностью на уровне 13% в 2019 г. и 9,4% — в 2020 г.
читать дальше на смартлабе

Рассмотрение возможных санкций отложили.
docs.house.gov/Committee/Calendar/ByEvent.aspx?EventID=108889

Алексей, это значит, 98 млн евро. с процентами может живыми деньгами прийти?

no hud,
тут другое… деньгами оно и не нужно ибо оборудование всеравно надо закупать...
просто из капитализации 40 лярдов… 8.1 лярд лежат ввиде оборудования на складе в петербурге ( по сути замороденые активы)
просто введение этого оборудование в производственные мощности — позволит получать дополнительно 1 млрд чистой прибыли

Konstantin, дополню своё и Ваше.

2 варианта.
1. По окончанию суда материнская Энел вернет 8,1 ярд с процентами в Энел Россия (исковые требования «вернуть российской компании 8,1 млрд руб., потраченных на покупку турбины»).
Появляется СДП. Он может быть использован на тепловую модернизацию, на ветроэнергетику, на дивиденды. Или в пропорциях. Но он есть.

2. Запуск этого блока — без капзатрат получать дополнительно 1 млрд чистой прибыли в год. Это может дать +20% дивидендов.

Так?

no hud,
ПО первому варианту я б не рассчитывал… возврат денег и возврат оборудования — не нужно ни Материнской Энел ни Энел Россия.
А после установки данного оборудования — его возврат станет физически не возможен.
По сути любой вариант развития событий положительно скажется на СДП, так как вырастет эффективность использования капиталла.
Про рост ДД — тоже не рассчитывал бы, всетаки впереди большой этап реорганизации с газоугольной генерации на газоветровую...
Мой план развития событий — рост цены акции до уровня 1,4рубля (в течении года) и консолидация на уровнях 1,4-1,6р и стабильная дивидендная политика по выплатам 0,11-0,12 рублей (7-8% годовых)… до 22 года… а дальше новая программа модернизации и строительства ветряков…

© Interfax 13:52 12.02.2019
РОССИЯ-РЫНКИ-ПРОГНОЗ

ВЗГЛЯД: Компания Энел Россия может отказаться на время от дивидендных выплат для реализации инвестиционных проектов — ИК «Велес Капитал»


Москва. 12 февраля. ИНТЕРФАКС — «Обновленный прогноз, представленный
менеджментом на Дне аналитика, оказался хуже наших ожиданий. Мы считаем, что
инвесторам надо быть готовым к тому, что компания Энел Россия откажется на время
от дивидендных выплат для того, чтобы реализовать инвестиционные проекты. Мы
понижаем целевую цену акции на 20%, до 1,21 руб., сохраняя рекомендацию
ПОКУПАТЬ», — отмечает аналитик ИК «Велес Капитал» Алексей Адонин.
«Как вызовы, перед которыми компании предстоит встретиться, так и логика
презентации указывает на высокую вероятность временного отказа от дивидендных
выплат в пользу инвестиций, — продолжает эксперт ИК. — Кроме того, согласно
дивидендной политике, компания не обязана сохранять текущий к-т выплат на уровне
65% после 2019 г. Теперь в базовом варианте мы исходим из того, что дивиденды за
2020 и 2021 г. выплачиваться не будут. После 2021 г. мы ожидаем плавного
повышения к-та выплат с 50% до текущих 65%.
В качестве краткосрочной компенсации инвесторы могут довольствоваться
фактической дивидендной доходностью на уровне 13% в 2019 г. и 9,4% — в 2020 г.
Мы обновили DCF модель, перейдя на динамический WACC, более точно учитывающий
изменение структуры капитала, обновили макроэкономические предпосылки и данные
по тарифам. Наша новая цена 1,21 руб., рекомендация ПОКУПАТЬ с TSR 29,5%».
Настоящее сообщение содержит мнение специалистов инвестиционной компании
или банка, полученное Интерфаксом. Такое мнение предоставляется исключительно
для целей ознакомления и не является рекомендацией для покупки, продажи ценных
бумаг, принятия (или непринятия) каких-либо коммерческих или иных решений. За
содержание сообщения и последствия его использования Интерфакс ответственности
не несет.

Сергей, мне «нравится» Велес. Новость недельной давности. Оперативность колоссальная :)
Хорошо, что не молния ;)

А по сути:
Да в 21 году нужно покрыть кассовый разрыв на стройку ветропарков. Это осуществляется за счёт привлечения инвестиций по ДПМ ВИЭ, возврат которых гарантирован.

Далее, в 19 году 13% дивидендная доходность, в 20 — 9,4% плюс выплаты, о которых в этой ветке Вы сами сможете прочитать.

Однако ж, почитав детальнее, дополню. Смотрите, каков путь от заголовка до резюме. Как говорится, начали за упокой, кончили за здравие.
Резюме-то: «Наша новая цена 1,21 руб., рекомендация ПОКУПАТЬ с TSR 29,5%»

© Interfax 13:52 12.02.2019
РОССИЯ-РЫНКИ-ПРОГНОЗ

ВЗГЛЯД: Компания Энел Россия может отказаться на время от дивидендных выплат для реализации инвестиционных проектов — ИК «Велес Капитал»


Москва. 12 февраля. ИНТЕРФАКС — «Обновленный прогноз, представленный
менеджментом на Дне аналитика, оказался хуже наших ожиданий. Мы считаем, что
инвесторам надо быть готовым к тому, что компания Энел Россия откажется на время
от дивидендных выплат для того, чтобы реализовать инвестиционные проекты. Мы
понижаем целевую цену акции на 20%, до 1,21 руб., сохраняя рекомендацию
ПОКУПАТЬ», — отмечает аналитик ИК «Велес Капитал» Алексей Адонин.
«Как вызовы, перед которыми компании предстоит встретиться, так и логика
презентации указывает на высокую вероятность временного отказа от дивидендных
выплат в пользу инвестиций, — продолжает эксперт ИК. — Кроме того, согласно
дивидендной политике, компания не обязана сохранять текущий к-т выплат на уровне
65% после 2019 г. Теперь в базовом варианте мы исходим из того, что дивиденды за
2020 и 2021 г. выплачиваться не будут. После 2021 г. мы ожидаем плавного
повышения к-та выплат с 50% до текущих 65%.
В качестве краткосрочной компенсации инвесторы могут довольствоваться
фактической дивидендной доходностью на уровне 13% в 2019 г. и 9,4% — в 2020 г.
Мы обновили DCF модель, перейдя на динамический WACC, более точно учитывающий
изменение структуры капитала, обновили макроэкономические предпосылки и данные
по тарифам. Наша новая цена 1,21 руб., рекомендация ПОКУПАТЬ с TSR 29,5%».
Настоящее сообщение содержит мнение специалистов инвестиционной компании
или банка, полученное Интерфаксом. Такое мнение предоставляется исключительно
для целей ознакомления и не является рекомендацией для покупки, продажи ценных
бумаг, принятия (или непринятия) каких-либо коммерческих или иных решений. За
содержание сообщения и последствия его использования Интерфакс ответственности
не несет.