дпм договор предоставления мощности
Производители и потребители электроэнергии согласны: договоры о предоставлении мощности можно разрывать
«Сообщество потребителей энергии» и «Совет производителей электроэнергии» предложили дать возможность расторгать договоры о предоставлении мощности (ДПМ), если производители электроэнергии срывают сроки ее поставки. Возможные основания для расторжения договоров обсуждали 18 апреля на совещании в Минэнерго. В нем принимали участие представители обеих ассоциаций, а также регулятора – «Совета рынка», сообщили «Ведомостям» два участника совещания и подтвердили в министерстве. Ассоциации направили свои предложения в Минэнерго, «Ведомости» ознакомились с письмами.
Договоры о предоставлении мощности введены для привлечения инвестиций в модернизацию энергетики. Они гарантируют инвесторам, строящим новые станции или модернизирующим имеющиеся, возврат средств с установленной доходностью в течение 10 или 15 лет соответственно. По первой программе в 2007–2018 гг. было построено более 30 ГВт новых мощностей на 1,3 трлн руб. В 2019 г. стартовала новая программа ДПМ, предусматривающая модернизацию примерно 40 ГВт мощностей на 2 трлн руб. Система предусматривает существенные штрафы для тех, кто не может вовремя ввести электростанции. Но расторгнуть ДПМ можно только по согласованию сторон или в случае ликвидации компании-поставщика. Это раздражает промышленных потребителей, которые оплачивают и затраты на строительство новых станций, и гарантированную доходность генерирующих компаний. В январе 2019 г. вице-премьер Дмитрий Козак поручил Минэнерго разработать список оснований для расторжения договоров.
По мнению потребителей энергии, ДПМ должны расторгаться, если энергетики более года не поставляли мощность, если после ввода оборудования выяснится, что оно не работает, а также если станция в течение двух лет поставляла меньше 30% от заявленной мощности или загружалась меньше чем на 30% от норматива. Также потребители предлагают и другие санкции – не платить поставщикам, если в течение шести месяцев оборудование поставляло менее половины заявленной мощности или в течение года было загружено в 2 раза меньше норматива. Причем эти требования стоит распространить ретроспективно и на уже введенные мощности, считают потребители.
«Совет производителей электроэнергии» согласен: должна быть возможность расторжения ДПМ. Но только при просрочке на три года ввода оборудования или его консервации в процессе модернизации на срок более шести месяцев. При этом производители резко возражают против возможности расторжения уже действующих ДПМ. «[Это] будет иметь негативное системное значение для обеспечения благоприятного инвестиционного климата в отрасли и стабильности работы российского электроэнергетического рынка», – уверяет представитель ассоциации.
Против возможности расторжения ДПМ выступает «Совет рынка», говорит представитель регулятора: «Необходимо иметь в виду, что ДПМ и другие долгосрочные договоры уже заключены и работают. Они содержат минимальный перечень оснований для их расторжения и сбалансированную систему ответственности сторон, предусмотренные законодательством».
Чем больше будет формальных причин для расторжения ДПМ, тем больше риск и тем большего возврата будут требовать инвесторы от таких проектов, предупреждает аналитик «ВТБ капитала» Владимир Скляр. За это в итоге заплатят сами потребители. При этом сниженная загрузка, которую хотят прописать потребители, может быть вызвана факторами, неподконтрольными поставщику. Позицию энергетиков эксперт называет «более разумной».
Представитель Козака не ответил на запрос «Ведомостей». Его коллега из Минэнерго отказался от комментариев.
Инвестидея: «Юнипро» модернизирует мощности и заплатит большие дивиденды
Энергетическая компания «Юнипро» получит большую выгоду от участия в государственной программе модернизации мощностей, полагает аналитик «Велес Капитала» Алексей Адонин. Производитель усовершенствует три энергоблока Сургутской ГРЭС мощностью в 2,5 ГВт, после чего в течение 16 лет будет получать повышенные платежи за электроэнергию, генерируемую на обновленных мощностях.
В «Велес Капитале» повысили 12-месячную целевую цену по бумагам «Юнипро» с ₽3,5 до ₽3,9 за акцию. Это на 41% выше текущих котировок. Аналитики инвестиционной компании рекомендуют акции к покупке.
«Юнипро» проведет модернизацию 24% от общей установленной мощности Сургутской ГРЭС, что является самым высоким показателем среди всех электрогенерирующих компаний. Для сравнения, «Интер РАО» обновит 19% от своих совокупных мощностей.
Адонин, говоря о выгоде от ДПМ-2, отмечает, что в 2021–2024 годах капзатраты «Юнипро» по программе составят ₽12 млрд, а ежегодный вклад в размер EBITDA достигнет ₽21 млрд. Таким образом, с 2022 по 2027 год прирост EBITDA увеличится от 3% до 59%.
EBITDA — прибыль до вычета процентов, налогов, амортизации и уценки. Финансовый показатель, позволяющий оценить сумму денег, которую компания может получить за период. В отличие от прибыли, при расчете EBITDA из суммы доходов не вычитаются такие неденежные расходы, как амортизация и переоценка. Один из важных показателей для оценки способности компании обслуживать долг.
ДПМ — договоры о предоставлении мощностей, заключенные между электрогенерирующими компаниями и крупными потребителями. По этим договорам компании обязуются построить новые мощности и обновить старые, а потребители — оплатить затраты через повышенные платежи за электроэнергию. Разработаны две подобные программы.
В результате правительство решило модернизировать уже имеющиеся мощности, так как около 30% объектов в России старше 45 лет. По новой программе ДПМ-2, до 2035 года будет отремонтировано до 41 гВт мощностей. При этом дефицита электроэнергии не возникнет благодаря имеющемуся избытку.
Двузначная дивидендная доходность по акциям «Юнипро»
Компания представила обновленную дивидендную политику в марте 2019 года. В ней прописано, что с 2020 по 2022 год «Юнипро» планирует выплачивать ₽20 млрд в год, или ₽0,317 за акцию. При этом владельцы акций будут получать дивиденды два раза в год.
Однако размер дивидендных выплат связан с ДПМ-платежами по третьему энергоблоку Березовской ГРЭС, поэтому из-за отсрочки его запуска дивиденды останутся на уровне 2019 года. То есть вместо ₽20 млрд компания в 2020 году выплатит ₽14 млрд, или ₽0,222 на акцию.
«По нашим расчетам, «Юнипро» в нынешней ситуации просто не может себе позволить выплатить больше: в противном случае компании пришлось бы выплачивать дивиденды за счет заемных средств, тем самым обрушивая свою стоимость», — пишет Адонин.
По расчетам эксперта, дивидендные выплаты в размере ₽14 млрд означают текущую дивидендную доходность в 7,9%. «Мы полагаем, что «Юнипро» сможет поддерживать выплаты в размере 90% и больше в среднесрочной перспективе, неуклонно увеличивая дивидендную доходность, которая достигнет 18% в 2025 году», — считает аналитик.
В настоящее время у компании отсутствуют какие-либо факторы роста, поскольку 2020 год оказался непростым во всех отношениях. Это и пандемия COVID-19, и снижение выработки, и аномально теплая зима 2019–2020 годов. Все эти факторы будут оказывать давление на финансовые результаты компании за текущий год, предупреждает эксперт «Велес Капитала».
В первом квартале результаты «Юнипро» оказались невыразительными. EBITDA компании снизилась на 15,8% по сравнению с тем же периодом 2019 года, базовая чистая прибыль упала на 19,6%. В то же время совокупный спрос оказался ниже из-за снижения потребления, вызванного аномально теплой погодой.
«Несмотря на перечисленные выше факторы, краткосрочные перспективы «Юнипро» выглядят вполне позитивно. Ожидается, что дивидендная доходность превысит 11%, EBITDA после 2022 года поддержат более высокие выплаты по ДПМ-2, а отсутствие долгов позволит компании обеспечить коэффициент дивидендных выплат выше 90%. Это поможет «Юнипро» сохранить лидерство по дивидендной доходности в своем секторе», — заключил Алексей Адонин.
Все материалы нашего проекта доступны в Яндекс.Дзене. Подписывайтесь, чтобы быть в курсе
Макроэкономический термин, обозначающий значительное снижение экономической активности. Главный показатель рецессии – снижение ВВП два квартала подряд. Аналитический показатель, указывающий на объем прибыли до вычета расходов по выплате процентов, налогов, износа и амортизации. Несмотря на свою популярность, комиссия по ценным бумагам США (SEC) не считает его частью Общепринятых Принципов Бухгалтерского Учёта (GAAP). Дивиденды — это часть прибыли или свободного денежного потока (FCF), которую компания выплачивает акционерам. Сумма выплат зависит от дивидендной политики. Там же прописана их периодичность — раз в год, каждое полугодие или квартал. Есть компании, которые не платят дивиденды, а направляют прибыль на развитие бизнеса или просто не имеют возможности из-за слабых результатов. Акции дивидендных компаний чаще всего интересны инвесторам, которые хотят добиться финансовой независимости или обеспечить себе достойный уровень жизни на пенсии. При помощи дивидендов они создают себе источник пассивного дохода. Подробнее
Что такое программа ДПМ-2 и чем она обернется для энергетиков
После успешного проведения программы ДПМ, нацеленной на строительство новых генерирующих мощностей в российской электроэнергетике, Правительство разработало новую программу ДПМ-2 (ДПМ-штрих), в рамках которой планируется модернизировать имеющиеся старые мощности в общем объеме до 41 ГВт.
Для начала необходимо сказать несколько слов о современном рынке электроэнергии в России.
Ценовые зоны
Одной из задач реформы РАО ЕЭС, в рамках которой на рынке появилось множество отдельных экономических субъектов, генерирующих, сетевых и сбытовых компаний, было создание полноценного оптового рынка электрической энергии (ОРЭ).
Поставленная задача была выполнена. Там, где была возможность создать конкурентный рынок, страну разделили на I и II ценовые зоны, с учетом наличия сетевой инфраструктуры и необходимого количества генерирующих компаний. Там, где этого сделать не удалось, зоны остались неценовыми. Тарифы там регулируются преимущественно государством. В последнее время идет речь о создании дальневосточной III ценовой зоны.
ОРЭ — оптовый рынок электроэнергии
В рамках этих ценовых зон электроэнергия продается при помощи нескольких механизмов:
1. По регулируемым договорам (РД). В основном это поставки населению. Тарифы устанавливает государство. Общий объем электричества и мощности по таким договорам не должен превышать 35%.
2. В рамках механизма «Рынок на сутки вперед» (РСВ). Это полноценный оптовый рынок с заявками от покупателей и поставщиков и индикацией рыночной цены. Оператор торгов ОАО «АТС». Пример ценообразования представлен ниже.
3. Балансирующий рынок. Если у покупателя образуется избыток приобретенного электричества или его недостаток в рамках торгов на РСВ, торговля этими объемами осуществляется в реальном времени с помощью балансирующего рынка.
4. Рынок свободных договоров (РСД). Потребители и поставщики оптового рынка могут заключать договора между собой по нерегулируемым тарифам.
Однако специфика потребления электричества такова, что невозможно заранее просчитать точное его количество, необходимое потребителям. Это справедливо как по отношению к ежесуточному потреблению, так и к более продолжительным промежуткам времени (годы).
В случае увеличения нагрузки со стороны потребителей и при неизменных мощностях поставщиков будет происходить перегрузка сети, снижение напряжения, выход из строя оборудования (потребителей и поставщиков), что приведет к значительному увеличению аварийности.
ОРЭМ — оптовый рынок электроэнергии и мощности
Поэтому в рамках надежного предоставления услуг поставки электроэнергии необходим еще и оптовый рынок мощности. Продавцы мощности — генерирующие компании — обязаны обеспечить готовность генерирующего оборудования к выработке электрической энергии. Покупатели мощности на оптовом рынке обеспечивают покрытие затрат генерирующих компаний на обеспечение готовности оборудования к выработке электрической энергии, в том числе в пиковые моменты. Эти затраты должны быть оплачены даже если фактически поставки электроэнергии не произошло.
Для обывателя это в общем-то технический момент, но он является важным звеном в обеспечении надежных поставок электроэнергии, как физическим, так и юридическим лицам, бизнесу и промышленным предприятиям.
Мощность продается также по нескольким основным механизмам:
1. В рамках рынка КОМ (конкурентный отбор мощности). Генерирующие компании предъявляют объем имеющейся мощности, не превышающую установленной. Покупатели ценовой зоны обязаны оплатить отобранную мощность. Но не вся располагаемая мощность в итоге будет отобрана и оплачена. Это шаг к повышению ценовой конкуренции. Каждая компания несет различные затраты на поддержание оборудования в готовности. Соответственно цены на мощность будут разные в процессе отбора. Начиная с 2016 г. на КОМ отбираются мощности на 4 года вперед. Планируется увеличение срока до 6 лет.
2. В рамках свободных договоров купли-продажи мощности (СДМ). Механизм аналогичный продаже электроэнергии на РСД.
3. В рамках регулируемых договоров. В основном для населения и приравненных к нему потребителей.
4. По средствам ДПМ — договора о предоставлении мощности. Этот механизм оплаты мощности был введен для привлечения в сектор электроэнергетики инвестиций на постройку новых объектов генерации. Мощность по этим договорам оплачивается по повышенному установленному тарифу в течении определенного времени.
5. В режиме вынужденного поставщика.
За время действия первой программы ДПМ было обновлено около 15% всей установленной электрической мощности в РФ. За период 2008-2017 гг. было затрачено около 4 трлн руб. инвестиций.
Но прогноз роста спроса на электроэнергию с начала реформы РАО ЕЭС не оправдался. Рецессия и медленное восстановление экономики РФ в 2015-2018 гг. не принесли предполагаемого 4,3%-го среднегодового роста спроса на электроэнергию. В результате на рынке возник профицит мощности. Пиковая нагрузка 151 ГВт против установленной мощности 243 ГВт
Но Правительство решило воспользоваться временным профицитом мощности и обновить парк старых тепловых генерирующих объектов, ведь для этого модернизируемые мощности необходимо временно выводить из эксплуатации. Была специально разработана программа ДПМ-штрих, а ныне ДПМ-2. В сущности, она является аналогом первой программы ДПМ-1, но направлена на модернизацию самых старых тепловых генерирующих электрических мощностей (старше 45 лет) с целью снижения операционных затрат и повышения топливной эффективности. Ресурс обновленных электростанций должен быть продлен на 15-20 лет.
Инвестиции и сроки реализации
Новая программа должна привлечь в сектор до 1,5 трлн руб. (в ценах 2020 г.) инвестиций с целью обновления 41 ГВт старой тепловой мощности, включая старые электростанции Русгидро на Дальнем Востоке.
Минэнерго предлагает ограничить капитальные затраты для угольных станций на уровне 54 млрд руб. за ГВт и 33 млрд руб. за ГВт для газовых станций. Для последних потолок может быть поднят в связи с жесткими требования локализации. Также могут быть отменены штрафы за просрочку срока ввода объекта, если компания работает с экспериментальными российскими турбинами мощностью выше 65 МВт.
Средний срок реализации проекта оценивается в районе 24 месяцев. Действие программы регламентировано до 2035 г.
Инвестиционные контракты будут заключаться на 16 лет (против 10 лет по ДПМ-1), из которых 15 лет компании будут получать повышенные платежи за обновленную мощность с гарантированной ставкой доходности, так называемые «платежи по ДПМ».
Доходность
Норма доходности, согласно последней модификации программы, составляет 12% и привязана к 7,5% доходности ОФЗ с соответствующей дюрацией. Это значит, что в случае роста доходности 10-15 летних госбумаг, выплаты по ДПМ будут пересматриваться в сторону повышения. В случае снижения доходности ОФЗ будет иметь место обратная процедура.
Отбор проектов
В отличие от ДПМ-1, проекты по модернизации будут отбираться в рамках аукциона, одним из критериев которого будет наиболее низкая себестоимость будущих поставок электроэнергии.
Первый, так называемый «залповый» отбор заявок на модернизацию 11 ГВт должен пройти до конца ноября 2018 г. Сроки реализации проектов: до 2022-2024 гг. Далее каждый год будут отбираться проекты на 3-4 ГВт. Первые инвестиции по новой программе могут пойти уже в начале 2019 г.
Стоит отметить, что по первой программе привлечения инвестиций в отрасль условия были схожи. Эксперты оценивают их как довольно позитивные для компаний с долгосрочной точки зрения. На текущий момент, например, доходность проектов составляла бы около 13%. При учете даже 4-5%-ой инфляции — это весьма неплохое подспорье для компаний генерирующего сектора.
Однако в краткосрочной перспективе инвестиции для генерирующих компаний, как правило, означают повышение капекса и снижение свободного денежного потока. Дивидендные выплаты могут не расти, снижаться или расти, но медленнее, чем оценивалось ранее. Таким образом программа модернизации может даже оказаться краткосрочным негативным драйвером для акций некоторых эмитентов.
Сложности оценки
Стоит сразу оговориться, что компании только занимаются оценкой будущих проектов. Фактических цифр для каждого конкретного эмитента на сегодняшний день нет. На данный момент не совсем понятно, какой генератор может предложить наиболее эффективный проект и какие из них попадут в первый и последующие аукционные отборы.
Предварительно на модернизацию были заявлены проекты примерно на 58 ГВт, против требуемых 41 ГВт. Это предполагает наличие конкуренции в процессе отбора.
Также следует отметить, что отличием новой программы будет 90%-ый уровень локализации оборудования, который к 2025 г. планируется довести до 100%. Это значит, что оценка затрат может претерпевать изменения по мере увеличения локализации.
Среди критериев отбора проектов к модернизации нужно отметить требование выработки ресурса объекта на менее, чем на 125%, но при этом показатель востребованности должен быть не менее 60% (за последние 2 года).
Предварительная оценка
Генерирующие мощности в России одни из самых старых в мире. Около 30% объектов старше 45 лет. На 2017 г. установленной мощности, превышающей возраст 45 лет было порядка 64 ГВт. Часть из нее будет выведена в рамках программы ДМП-1 и по инициативе самих компаний. Ресурс другой части по предложениям Минэнерго будет продлен путем увеличения тарифа на рынке КОМ. А 41 ГВт подлежит модернизации.
Несмотря на сложности в оценке, можно попытаться предварительно, очень грубо оценить масштаб предполагаемых затрат в рамках программы ДПМ-2 для ключевых игроков на рынке, а именно Интер РАО, Мосэнерго, ОГК-2, ТГК-1, Энел Россия, Юнипро, Русгидро.
Для упрощения оценки, предположим среднюю цену модернизации 1 ГВт мощности любой станции на уровне 36,6 млрд руб. в ценах 2020 г. Минэнерго, кстати, обещает индексировать выплаты по ДПМ-2.
У тех генераторов, кто использует преимущественно уголь, капзатраты могут быть выше. На модернизацию электростанций с газовыми установками может потребоваться чуть меньше средств.
Из заявленных критериев программы и наличия у ключевых генерирующих компаний мощностей старше 45 лет, можно предположить следующее:
Интер РАО. У компании представлен самый большой процент старых мощностей. Согласно годовому отчету, компания предлагает 26,7% установленной мощности к модернизации. Это без малого 7,6 ГВт. Итого может потребоваться около 280 млрд руб. инвестиций.
Мосэнерго. Около 50% оборудования Мосэнерго по установленной мощности старше 45 лет. На модернизацию могут быть выставлены проекты порядка 6,5 ГВт. В таком случае на это может потребоваться около 240 млрд руб.
ОГК-2. Примерно четверть всей установленной мощности могла бы поучаствовать в программе модернизации. На новую инвестпрограмму компания может направить порядка 170 млрд руб.
ТГК-1. Эта дочка Газпром энергохолдинга направит на модернизацию меньше всего. На инвестиции в обновление чуть менее 1 ГВт мощности может понадобиться около 35 млрд руб. Значительная часть установленной мощности компании — гидрогенерация.
Энел Россия. Компания не так давно уже проводила модернизацию части блоков на Рефтинской ГРЭС. Но пока, без учета вероятной продажи этого актива, на модернизацию порядка 4 ГВт может быть потрачено около 145 млрд руб. Потенциальная продажа Рефтинской ГРЭС, скорее всего, изменит требуемую сумму инвестиции.
Юнипро. Чуть более 1 ГВт компания может представить в качестве проектов на модернизацию. Это может потребовать увеличения капекса примерно на 45 млрд руб. С учетом выполнения ремонта блока Березовской ГРЭС, дополнительные капзатраты на горизонте нескольких лет можно считать весьма небольшими.
Русгидро. Подлежащие модернизации мощности компании не входят в I или II ценовую зону. Для неценовых зон была согласована отдельная статья — 2 ГВт. Большая часть модернизируемых проектов придется на Дальний Восток.
Ранее в Русгидро сообщали, что подготовили проекты на 1,3 ГВт с общей суммой инвестиций порядка 150 млрд руб. Хотя, исходя из критериев программы ДПМ-2 по версии Минэнерго компания должна будет затратить около 50 млрд руб. (исходя из средней цены 36,6 млрд руб. за ГВт) Отбираться проекты в неценовых зонах будут специальной правительственной комиссией.
Вывод
По оценке менеджмента участвующих генерирующих компаний, новая программа ДПМ—2 будет полезной и выгодной в первую очередь самим компаниям. Соглашаются с этим и многие сторонние эксперты. Как мы видим, наибольший объем инвестиций может прийтись на Интер РАО. Также серьезно придется «вложиться» Мосэнерго и ОГК-2. Меньше всего ДПМ-2 может затронуть Юнипро и ТГК-1, что в краткосрочном горизонте окажется, скорее позитивом.
В долгосрочной перспективе ДПМ-2 обеспечивает весьма неплохую доходность проектов, которая в совокупности с увеличением топливной эффективности и рентабельности генераторов положительно скажется и на будущих производственных и финансовых показателях.
Что касается Русгидро, то есть некоторая неопределенность относительно будущих капзатрат группы по этой части. Но, по предварительным оценкам Минэнерго, дополнительный капекс не должен превысить 150 млрд руб.
БКС Брокер
Последние новости
Рекомендованные новости
Итоги торгов. Сильнейшее падение с апреля 2020
Почему NASDAQ переигрывает S&P 500. На какие акции обратить внимание
Американцы сильно потратятся на этой неделе. Что делать инвестору
Ключевые события недели: протоколы ФРС, короткая неделя в США, отчеты ЛУКОЙЛа, Интер РАО
О чем говорит инвестору покупка и продажа акций инсайдерами
Российский рынок падает. Что подобрать на снижении
РОСНАНО может реструктурировать долг. Облигации теряют более 10%
Спреда как не бывало — российский рынок утратил преимущество
Адрес для вопросов и предложений по сайту: bcs-express@bcs.ru
* Материалы, представленные в данном разделе, не являются индивидуальными инвестиционными рекомендациями. Финансовые инструменты либо операции, упомянутые в данном разделе, могут не подходить Вам, не соответствовать Вашему инвестиционному профилю, финансовому положению, опыту инвестиций, знаниям, инвестиционным целям, отношению к риску и доходности. Определение соответствия финансового инструмента либо операции инвестиционным целям, инвестиционному горизонту и толерантности к риску является задачей инвестора. ООО «Компания БКС» не несет ответственности за возможные убытки инвестора в случае совершения операций, либо инвестирования в финансовые инструменты, упомянутые в данном разделе.
Информация не может рассматриваться как публичная оферта, предложение или приглашение приобрести, или продать какие-либо ценные бумаги, иные финансовые инструменты, совершить с ними сделки. Информация не может рассматриваться в качестве гарантий или обещаний в будущем доходности вложений, уровня риска, размера издержек, безубыточности инвестиций. Результат инвестирования в прошлом не определяет дохода в будущем. Не является рекламой ценных бумаг. Перед принятием инвестиционного решения Инвестору необходимо самостоятельно оценить экономические риски и выгоды, налоговые, юридические, бухгалтерские последствия заключения сделки, свою готовность и возможность принять такие риски. Клиент также несет расходы на оплату брокерских и депозитарных услуг, подачи поручений по телефону, иные расходы, подлежащие оплате клиентом. Полный список тарифов ООО «Компания БКС» приведен в приложении № 11 к Регламенту оказания услуг на рынке ценных бумаг ООО «Компания БКС». Перед совершением сделок вам также необходимо ознакомиться с: уведомлением о рисках, связанных с осуществлением операций на рынке ценных бумаг; информацией о рисках клиента, связанных с совершением сделок с неполным покрытием, возникновением непокрытых позиций, временно непокрытых позиций; заявлением, раскрывающим риски, связанные с проведением операций на рынке фьючерсных контрактов, форвардных контрактов и опционов; декларацией о рисках, связанных с приобретением иностранных ценных бумаг.
Приведенная информация и мнения составлены на основе публичных источников, которые признаны надежными, однако за достоверность предоставленной информации ООО «Компания БКС» ответственности не несёт. Приведенная информация и мнения формируются различными экспертами, в том числе независимыми, и мнение по одной и той же ситуации может кардинально различаться даже среди экспертов БКС. Принимая во внимание вышесказанное, не следует полагаться исключительно на представленные материалы в ущерб проведению независимого анализа. ООО «Компания БКС» и её аффилированные лица и сотрудники не несут ответственности за использование данной информации, за прямой или косвенный ущерб, наступивший вследствие использования данной информации, а также за ее достоверность.