Число акций ао | 35 372 млн |
Номинал ао | 1 руб |
Тикер ао |
|
Капит-я | 21,6 млрд |
Выручка | 63,9 млрд |
EBITDA | 12,8 млрд |
Прибыль | 5,0 млрд |
Дивиденд ао | – |
P/E | 4,4 |
P/S | 0,3 |
P/BV | 0,7 |
EV/EBITDA | 3,7 |
Див.доход ао | 0,0% |
Эл5 Энерго (Энел) Календарь Акционеров | |
20/06 ГОСА по дивидендам за 2023 год | |
01/08 отчёт МСФО за 1п 2024 года | |
02/08 отчёт РСБУ за 1п 2024 года | |
31/10 отчёт МСФО за 9мес 2024 года | |
01/11 отчёт РСБУ за 9мес 2024 года | |
Прошедшие события Добавить событие |
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.
no hud, я про другое, сейчас РГрэс работает на угле и мазут как резерв, после модернизации разумнее сделать на угле (тк это выгоднее) и на резервном газу( ТК это перспективнее) и когда дпм закончится топиться уже газом
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.
При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.
Иван Ватиканов, Это уже из области фантазий экономистов. Маловероятный сценарий. Турбина, генератор -да. Котёл и много чего ещё, придётся заказывать в России.
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?
При этом Энел может поставить оборудование без затрат:
ввезти блоки из Европы (которые там уже не нужны),
взять в Китае, под гарантии Синошура.
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?
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.
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
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.
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
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