Атомэнергопром (ВВВ-): сильный кредитный профиль и устойчивость к внешним шокам

Холдинг Атомэнергопром (АЭПК) в конце июня опубликовал аудированную консолидированную отчетность по РСБУ за 2010 год. Результаты в полной мере подтверждают статус квазигосударственного заемщика с рейтингом инвестиционного уровня: компания демонстрирует хорошую динамику выручки и рост рентабельности бизнеса; при этом долговая нагрузка остается низкой, в том числе благодаря участию государства в финансировании инвестиционной программы.

Важным моментом, на который мы бы хотели обратить внимание инвесторов в текущем году, также является устойчивость бизнеса Атомэнергопрома к внешним шокам: благодаря долгосрочной базе контрактов по продаже продукции и услуг ядерно-топливного цикла, Холдинг не понес существенных потерь в результате аварии на АЭС в Фукусиме в начале года.

Справедливая доходность единственного выпуска облигаций компании, Атомэнергопром-6, в среднесрочной перспективе должна стремиться к уровням, на которых торгуются бумаги другого квазисуверенного заемщика в энергетической отрасли – ФСК (ВВВ/Ваа2/–). Существующая разница в кредитных рейтингах двух компаний (на одну ступень «в пользу» ФСК), на наш взгляд, объясняется более низким уровнем финансовой прозрачности Атомэнергопрома – фактор, который должен быть устранен после публикации первой отчетности по МСФО (ожидается в следующем году). Оба заемщика работают в высокорентабельных сегментах энергетического бизнеса и характеризуются низким текущем уровнем долговой нагрузки. По ценам последних сделок доходность выпуска Атомэнергопром-6 сейчас обеспечивает премию около 20 б.п. к кривой ФСК, что в целом является справедливым уровнем (см. карту рынка на стр. 5). Мы рекомендуем покупать бумаги в случае существенного расширения премии к ФСК (до уровней выше 25 б.п.).

Хорошая динамика финансовых показателей и рост рентабельности бизнеса в 2010 году. Консолидированная выручка Холдинга «Атомэнергопром» в прошлом году выросла на 14% на фоне роста операционных показателей по ключевым направлениям бизнеса: полезный отпуск электроэнергии на АЭС вырос на 4% (генерация формирует более половины консолидированного показателя доходов), производство тепловыделяющих сборок – на 8% (ядерное топливо – около 35% выручки). При этом скорректированный показатель EBITDA вырос на 20%, рентабельность EBITDA увеличилась с 48% до 51%.

Компания не предоставляет посегментной разбивки показателя EBITDA – в то же время мы полагаем, что основной вклад в увеличение рентабельности оказал сегмент генерации электроэнергии: рентабельность по EBITDA, согласно отчетности ОАО «Концерн Росэнергоатом» – компании, консолидирующей все российские АЭС, – выросла на 8 п.п. до 58%. Генерирующий сегмент бизнеса Холдинга получил существенную выгоду от либерализации рынка электроэнергии: доля продаж в рамках регулируемых договоров сократилась с 63% в 2009 г. до 41%. При этом средняя цена на электричество в первой ценовой зоне (Европа, Урал) на рынке «сутки вперед» в прошлом году была почти в 5 раз выше, чем регулируемый тариф, установленный для АЭС.

Генерирующий бизнес: благоприятные перспективы, несмотря на некоторые регуляторные риски. Начиная с 1 января 2011 года, вся электроэнергия и мощность в России должна продаваться по свободным ценам, за исключением поставок населению и продаж в некоторых регионах России (Северный Кавказ, Дальний Восток, и т.п.). По оценкам Атомэнергопрома, доля регулируемых договоров в продажах электроэнергии и мощности в 2011 году сократится до 18% и 28%, соответственно.

Стоит отметить, что, по сравнению с продажами электроэнергии, эффект от либерализации рынка мощности на прибыльность генерирующего бизнеса в краткосрочной перспективе выглядит неоднозначным. Потолок цен, установленный регулятором в рамках конкурентного отбора мощности на 2011 год в первой ценовой зоне (118,1–123 тыс. руб. за МВт/мес.), оказался заметно ниже средневзвешенного регулируемого тарифа для Росэнергоатома в 2010 г. (391 тыс. руб. за МВт/мес.) и 2011 г. (250 тыс. руб. за МВт/мес. – поставки «гарантирующим поставщикам», работающим с населением). В то же время разница была отчасти компенсирована предусмотренной для атомных станций инвестиционной надбавкой в тарифе, установленной на 2011 год в размере порядка 16 млрд руб. Инвестиционная составляющая, согласно действующему регулированию, действует в 2011 и 2012 гг.

В более долгосрочной перспективе риски, связанные с возможным введением ограничений на рынке мощности, должны быть нивелированы ростом продаж в рамках механизма ДПМ (долгосрочные договора на поставку мощности) по новым энергоблокам. Согласно действующему регулированию цен, в рамках ДПМ устанавливаются с учетом реально понесенных инвестиционных затрат на долгосрочный период (20 лет), с 25-летним периодом окупаемости. По энергоблоку №2 Ростовской АЭС в соответствии с заключенным ДПМ цена мощности в 2011 г. составляет 400,9 тыс. руб. за МВт/мес. Учитывая существующие планы по вводу новых энергоблоков (рост установленной мощности АЭС до 30,7 ГВт в 2015 году, +27% по сравнению с текущим уровнем 24,2 ГВт), рост доли реализации по ДПМ должен позитивно сказаться на общей эффективности продаж мощности.

Продукция ядерно-топливного цикла: насколько существенны последствия Фукусимы? Авария на АЭС в Фукусиме в Японии в марте этого года, ставшая одной из крупнейших в истории атомной энергетики, безусловно, поставила вопрос относительно «устойчивости» траектории развития глобальной ядерной отрасли. В некоторых странах правительства отреагировали на аварию принятием довольно жестких мер против ядерной энергетики. В частности власти Германии, пятой крупнейшей в мире страны по совокупной мощности АЭС (20,3 ГВт), объявили об остановке семи ядерных реакторов «старого образца» и намерении полностью отказаться от использования ядерной энергетики к 2022 году.

До этого Германия также планировала остановить все АЭС, но в более «плавном» режиме, к 2037 году. Кроме того, власти Швейцарии отказались от строительства новых АЭС и приняли решение остановить действующие станции к 2034 г. (около 3,2 ГВт мощности).

В то же время по прошествии нескольких месяцев после аварии можно сделать вывод о том, что негативный эффект на перспективы развития отрасли в конечном счете будет относительно умеренным. Помимо Германии, ни одна из стран, входящих в пятерку крупнейших по располагаемой мощности АЭС (США, Франция, Япония, Россия) официально не заявляла о намерениях вводить ограничительные меры против ядерной энергии. Более того, ключевые, с точки зрения нового строительства АЭС, игроки – Китай, Россия, Индия, Южная Корея – по всей видимости, не отказываются от своих планов. По оценкам Economist Intelligence Unit, даже с учетом принятых ограничительных мер и возможного замедления темпов нового строительства, установленные мощности в 10-ти крупнейших странах, использующих энергию АЭС, вырастут на 27% к 2020 году.

Бизнес Атомэнергопрома по реализации продукции ядерно-топливного цикла: дополнительный иммунитет за счет долгосрочного характера поставок. Для Атомэнергопрома риски сокращения поставок продукции и услуг ядерно-топливного цикла (низкообогащенный уран, ядерное топливо, услуги по обогащению) в результате аварии в Японии сглаживаются за счет долгосрочного характера заключаемых контрактов. Текущий портфель экспортных контрактов ОАО Техснабэкспорт, через которого осуществляется поставка продукции ЯТЦ на внешние рынки, составляет порядка 22 млрд долл., с горизонтом поставок до 2025 года.

Авария на Фукусиме не повлекла за собой расторжения существующих долгосрочных контрактов Техснабэкспорта с японскими энергокомпаниями. При этом компания не понесла «мгновенных» потерь от прекращения продаж японской TEPCO (оператор АЭС в Фукусиме) благодаря перераспределению поставок на другие, действующие станции. Аналогичным образом остановка семи энергоблоков в Германии не оказала «мгновенного» эффекта на объем продаж продукции ЯТЦ немецким АЭС. Негативный эффект в выручке может реализоваться долгосрочной перспективе, по мере окончания действия контрактов с покупателями в Германии. В то же время, учитывая ожидаемые вводы мощностей АЭС в других регионах, у Атомэнергопрома, вероятно, будет возможность заместить выпадающие доходы.

В целом, последствия японской аварии, вероятно, не окажут серьезного негативного эффекта на бизнес Атомэнергопрома. Более существенные потери в выручке от продажи продукции ЯТЦ компания понесет в результате окончания долгосрочного контракта по поставке низкообогащенного урана в США, полученного из высокообогащенного оружейного урана (соглашение «ВОУ-НОУ») в 2013 году. На этот контракт пришлось около 27% экспортной выручки ОАО «Техснабэкспорт» в прошлом году. В то же время Атомэнергопром планирует частично заместить выпадающие объемы экспорта новыми долгосрочными контрактами на поставку низкообогащенного урана с американскими энергокомпаниями, а также услуг по обогащению с корпорацией USEC, являющейся второй стороной действующего контракта ВОУ-НОУ. В частности, контракт с USEC, подписанный в марте текущего года, предполагает начало поставок низкообогащенного урана в 2013 . и выход к 2015 году на уровень, соответствующей половине текущих поставок по Соглашению ВОУ-НОУ.

Долговая нагрузка остается минимальной – в том числе благодаря участию государства в инвестиционной программе Холдинга. Мы отмечаем снижение совокупного финансового долга по Холдингу в 2010 году более чем на треть по сравнению с уровнем 31/12/2009, до 83,1 млрд руб. При этом, благодаря довольно существенному запасу ликвидности на балансе, чистый долг по итогам прошлого года вышел в зону отрицательных значений. По состоянию на конец 1П11 объем долга Атомэнергопрома был немногим менее 80 млрд рублей. Средневзвешенный срок портфеля превышает 2 года. Чуть больше половины портфеля (54%) составляют валютные кредиты, что является естественным хеджированием валютной выручки холдинга.

Атомэнергопром реализует внушительную программу капитальных вложений, главным образом, в строительство новых блоков АЭС. По нашим оценкам, учитывая, что программой строительства АЭС предусмотрена сдача 2 блоков в год начиная с 2016 года, ежегодный объем капитальных вложений в ближайшие несколько лет будет составлять не менее 200 млрд руб. Значительная часть ежегодного инвестиционного бюджета покрывается за счет средств федерального бюджета в рамках имущественных взносов в госкорпорацию Росатом (100% акционер Атомэнергопрома) на развитие атомного энергопромышленного комплекса, оставшаяся часть – за счет собственных и заемных средств. В бюджете РФ на 2011-2013 гг. заложены расходы по этой статье в размере 69, 68 и 100 млрд руб. соответственно. Таким образом, потребности Атомэнергопрома в привлечении долга для покрытия капитальных вложений сравнительно невелики и не должны вызвать резкого роста долговой нагрузки в среднесрочной перспективе.

Мы обращаем внимание на тот факт, что государство в последние годы частично финансировало не только инвестиционную программу Атомэнергопрома, но и расходы на приобретение новых активов в ресурсном дивизионе бизнеса. В 2010 году АРМЗ (дочерняя компания, консолидирующая активы по добыче урана) закрыла сделку по приобретению контроля в компании Uranium One, ведущей разработку месторождений в Казахстане, а также проекты в Австралии и США: денежная составляющая расходов на приобретение составила около 1,1 млрд долл. и была профинансирована из бюджетных средств, полученных в 2009 г. от ГК «Росатом» в виде взноса в капитал (64 млрд руб.). В 2011 году АРМЗ закрыла сделку по покупке компании Mantra Resources Ltd, имеющей лицензию на ряд месторождений в Танзании и Мозамбике, заплатив 945 млн долл. Учитывая существенный запас ликвидности, созданный благодаря вливанию в капитал в 2009 году (на 31/12/10 на балансе АРМЗ, согласно данным МСФО отчетности компании, было порядка 1,4 млрд долл. денежных средств), последняя сделка, как мы полагаем, не потребовала привлечения нового долга.

Строительство АЭС за рубежом по схеме «Build-Own-Operate»: существенные расходы «за периметром» консолидации. Новым направлением бизнеса для Атомэнергопрома на среднесрочную перспективу станет участие в проектах по строительству АЭС за рубежом по схеме «Build-Own-Operate». В отличие от прежних проектов, в которых компания «Атомстройэкспорт» (не входит в состав Атомэнергопрома) выступала в роли генерального подрядчика, проекты BOO предполагают полноценное финансовое участие российской стороны в строительстве станции, последующее владение и управление объектом. Первый проект BOO, находящийся на наиболее продвинутой стадии (ратифицировано соглашение на государственном уровне), – строительство АЭС в Турции: объем инвестиций в возведение 4-х блоков мощностью 1,2 ГВт каждый оценивается в 20 млрд долл. Первый блок должен быть построен через 7 лет после получения всех необходимых разрешений, последующие – с интервалом в 1 год после первого.

Инвестором и собственником АЭС станет проектная компания, доли в которой на начальном этапе распределены между несколькими российскими лицами – в том числе Концерном «Росэнергоатом» («дочка» Атомэнергопрома), а также ИнтерРАО и Атомстройэкспортом. Впоследствии до 49% акций могут быть проданы иностранным инвесторам. Доля Росэнергоатома составляет 31,3% – как следствие, проектная компания не входит в периметр консолидации Холдинга. Конкретных деталей финансирования расходов пока нет. В то же время вполне вероятно, что средства будут привлекаться на уровне проектной компании под обеспечение контрактов на поставку электроэнергии (предполагается заключение 15-летнего контракта с турецкой государственной энергетической компанией на продажу существенной части вырабатываемой электроэнергии по фиксированной цене) или с помощью механизма государственных гарантий. Хотя часть расходов в итоге может быть профинансирована за счет Атомэнергопрома, давление на денежный поток на стадии строительства будет компенсировано последующими дивидендами от проектной компании: цена заключаемых контрактов предполагает срок окупаемости по каждому блоку – 15 лет. Кроме того, Холдинг получит дополнительный доход от поставок топлива на новую станцию.