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Mercado energético - TNB debe avanzar hacia la liberalización

Tenaga Nasional Berhad - la compañía nacional de electricidad & ndash; Es la eléctrica dominante en Malasia. Posee aproximadamente el 60% de todos los activos de generación de Malasia Peninsular y aproximadamente el 55% de toda la generación de Malasia. TNB tiene el monopolio de transmisión y distribución en Malasia peninsular.

En Sarawak y Sabah, la Sarawak Electricity Supply Corporation y Sabah Electricity Sdn Bhd (filial de TNB) suministran energía a los consumidores. La política energética es supervisada por la Unidad de Planificación Económica del Departamento del Primer Ministro. El regulador de la industria es la Comisión de Energía, que informa al Ministerio de Energía, Agua y Comunicaciones.

Su función principal consiste en aplicar la Ley de suministro de electricidad de 1990 (enmendada en 2001) y reglamentar las industrias de suministro de electricidad y suministro de gas en Malasia Peninsular y Sabah.

Hasta 1992, la producción, la transmisión y la distribución de energía en Malasia peninsular fueron proporcionadas en gran parte por TNB. Con la adopción por el gobierno de la política de privatización a finales de los años ochenta, TNB fue cotizada en la bolsa local el 29 de febrero de 1992.

Aunque TNB fue privatizada (el gobierno y sus agencias tiene aproximadamente el 60% del capital) como una empresa de electricidad verticalmente integrada, el gobierno decidió introducir la competencia en el sector de generación de energía por las siguientes razones plausibles:

&toro; Hubo un gran apagón de poder (más de 16 horas) en toda Malasia peninsular hacia finales de 1992;

&toro; En muchas economías desarrolladas, la competencia se introdujo después de la privatización del Estado;

&toro; Los mercados de acciones parecen dar la bienvenida a las empresas eléctricas & ndash; Que alentaba a los empresarios a proponer ofertas no solicitadas.

&toro; La expansión económica de Malasia a principios de los años noventa requirió una creciente necesidad de poder.

Con estos antecedentes, el gobierno recibió propuestas no solicitadas de productores de energía independientes ( "IPPs").

Los primeros cinco IPPs con Acuerdos de Compra de Energía ( "PPAs") firmados (1993-94) fueron los siguientes:

&toro; Generación de energía YTL (& lsquo; YTL & rsquo;) (1.212MW) con centrales eléctricas en Paka, Terengganu y Pasir Gudang, Johor;

&toro; Segari Energy Ventures (& lsquo; Segari & rsquo;) (1.303MW) en Lumut, Perak;

&toro; Genting Sanyen Power (& lsquo; Genting & rsquo;) (762MW) en Kuala Langat, Selangor;

&toro; Port Dickson Power ( "PD Power") (440MW) en Port Dickson, Negeri Sembilan; y

&toro; Powertek (& lt; Powertek & rsquo;) (440MW) en Malacca.

YTL, Segari y Genting son plantas de carga base de turbina de gas de ciclo combinado ( "CCGT"), mientras que PD Power y Powertek son las plantas de mayor consumo (turbina de gas de ciclo abierto).

Con una demanda máxima de 13.887 MW registrada en mayo de 2008, el margen de reserva fue de 42%. Suponiendo un crecimiento promedio del 5% en la demanda máxima, el margen de reserva debe oscilar entre el 27% y el 40% para los próximos años. Se incrementará a 47% en agosto de 2009 con la puesta en marcha completa de las plantas de energía de Jimah & ndash; Lo que significa que la capacidad instalada aumenta un 12,2%.

Con una disminución constante en el margen de reserva de 1995 a 2000, la nueva capacidad se plantó después de & ndash; 2000. Los nuevos IPPs y capacidades son los siguientes:

Prai Power (350MW), Panglima Power (720), Teknologi Tenaga Perlis Consorcio (650),

GB3 (640), Pahlawan Power (330), Tg Bin Power (2,100) y Jimah Energy Ventures (1,400).

De las plantaciones mencionadas, Malakoff Berhad y Tanjong Berhad fueron los principales beneficiarios de los IPP de primera generación. La propia TNB instaló 3.180MW de nueva capacidad y

Gelugor (330MW) y Janamanjung (2.100) en 2003 y Port Dickson (750) en 2005

El costo de la capacidad de reserva es soportado por TNB. Suponiendo que TNB vendió el 70% del factor de ocupación promedio del IPP, el grupo soportó RM1.300 millones de costos de capacidad sobrante en el ejercicio 2007. Este costo es un costo que debe soportar la nación, no IPP o TNB.

Las decisiones de instalar nueva capacidad no son una llamada del IPP o TNB sino la del gobierno. Un cómputo competente sobre tarifa incorporará el costo de capacidad sobrante, por ejemplo un margen de reserva de entre 20-25%. Cualquier cosa en exceso es una "pena & rsquo; Al consumidor y no debe ser incorporado a la tarifa sino pagado por las autoridades pertinentes.

Estructuras y tarifas de PPA

Para asegurar la financiación y satisfacer los rendimientos de los accionistas razonables, PPAs se pusieron en marcha. Esta es una práctica aceptable tanto en los países desarrollados como en los países en desarrollo, en los que el acceso directo al mercado de consumo no está disponible para el IPP.

En Malasia existen dos amplias estructuras de PPA:

&toro; Take-or-Pay (& lsquo; TOP & rsquo;)

&toro; Capacidad & amp; Pago Energético ( "CP / EP")

Bajo TOP, TNB comprará una cantidad contratada acordada de electricidad del IPP a un precio unitario acordado. No hay ajuste en este caso para la inflación.

Bajo CP / EP, hay dos elementos principales:

(I) los pagos de capacidad que comprenden el Fondo de Capacidad Financiera (CRF) & ndash; Un elemento fijo para cubrir el servicio de la deuda y una tasa de rendimiento para el patrocinador y un tipo de operación fijo (FOR) que está indexado a la inflación y cubre los costos fijos de operación; y

(Ii) los pagos de energía que comprenden (a) la inflación de la tasa de operación variable (VOR) indexada y cubre los costos operativos variables - y (b) el costo del combustible.

Mientras un IPP cumpla con la capacidad confiable y los requisitos disponibles en el PPA, TNB paga el pago de la capacidad total independientemente del nivel de despacho de la planta (es decir, la electricidad generada y vendida). Esto puede resultar en que algunos IPPs no se envíen, sino que reciban el pago de la capacidad total.

Para no nublar la sustancia comercial de los PPAs, ya sea TOP o CP / EP, el factor común es la tarifa unitaria efectiva a TNB, es decir, el precio que TNB paga por la cantidad comprada de un IPP (ingresos totales divididos por producción agregada).

El costo total por unidad de electricidad vendida de TNB se mantuvo en 21,2 sen / kWh en el ejercicio económico que finalizó en agosto de 2007. Este costo por unidad se espera que aumente en el mediano plazo, siendo el precio del carbón un reto clave para TNB.

La tarifa media de TNB para los consumidores finales fue de 25,9 sen / kWh en 2007. El margen de transmisión, distribución y beneficio de TNB es de 6,1 sen / kWh.

IPPs representan el 45% de la capacidad instalada y suponiendo que esto se traduce en la producción comprada

La tarifa revisada el 1 de junio de 2006 proporcionó a TNB un aumento adicional de 1.500 millones de marcos alemanes (o 12% de aumento) en los ingresos.

Los consumidores no tenían otra opción que aceptar esta revisión de tarifas debido al monopolio de la industria. En un modelo competitivo y multiproveedor y con una oferta que supera ampliamente la demanda, los tipos arancelarios para los consumidores deberían tender hacia abajo.

Esto servirá para acelerar la demanda y moderar el margen de reserva. Lo contrario ocurre en el contexto de Malasia.

Cuestiones clave

TNB mostró resultados excepcionalmente buenos para 2007 con un beneficio neto de RM4.1 mil millones, debido principalmente a la revisión de tarifas (12%) en junio de 2006 ya la racionalización de costos. Los resultados no fueron espectaculares para el período de nueve meses en 2008 en RM $ 2.880 millones debido a mayores gastos operativos y pérdidas por conversión de moneda extranjera.

El ajuste arancelario del 25% el 1 de julio de 2008 tendrá un impacto sobre los resultados en 2009. Mientras tanto, TNB se enfrenta a problemas clave que necesitan alguna forma de resolución para mantener las ganancias en equilibrio:

Obligaciones a los PIE - En el ejercicio fiscal finalizado el 31 de agosto de 2007, TNB pagó un total de RM7.7 mil millones a los PFI, de los cuales 45% o RM3.5 mil millones comprendían pagos de capacidad. Esto aumentará a RM6 mil millones en agosto de 2010 después de la puesta en marcha completa de la planta de Jimah.

Pero mientras los consumidores paguen por los costos de generación, transmisión y distribución, TNB debe permanecer positivo como un comerciante de energía.

Compras de carbón - Bajo la política de mezcla de combustible del gobierno, el uso del carbón está en la ascendencia de 8,8% en 2000 a 21,8% en 2005 a 36,5% en 2010. Se estima que esto se traduce en una salida forex para la nación de RM2.9 Millones para 2010.

Aunque existe un argumento convincente sobre el agotamiento del gas (que las estimaciones actuales sugieren que durará otros 39 años), las compras / precios del carbón resultan en una vulnerabilidad en nuestro tipo de cambio / divisas.

Obligaciones de deuda - El total de las deudas pendientes de TNB a agosto de 2007 se situó en RM24.2 mil millones. Esto se redujo aún más en los primeros nueve meses de su año financiero a RM22.5 mil millones. De este total, aproximadamente el 46% estaba denominado en moneda extranjera.

La sobreexposición y los mecanismos de cobertura insuficientes han contribuido anualmente a ganancias o pérdidas significativas de conversión de tipos de cambio.

Suponiendo que el 50% de todos los préstamos en moneda extranjera están cubiertos, una variación del 10% en el tipo de cambio todavía resultará en RM0.5 mil millones impactando en la ganancia / pérdida. Suponiendo que el 50% de los préstamos son fijos, los movimientos de tasa flotante del 1% darán lugar a RM113 millones de swing a la cuenta de pérdidas y ganancias. Los pagos de intereses anuales ascienden a RM1.2 mil millones.

Ajustes arancelarios - En lugar de que los ajustes arancelarios dependan de las aprobaciones gubernamentales, podría elaborarse una fórmula arancelaria orientada al mercado y que refleje los costos, transparente y aplicable anualmente. La industria y los insumos de los consumidores podrían ayudar a finalizar esta fórmula.

Los ingredientes clave de la fórmula pueden incluir: -

&toro; Política de mezcla de combustible [40 (gas). 30 (carbón). 30 (hidro y otros)];

&toro; Margen de reserva óptimo (digamos, 20 & gt; 25%);

&toro; Los costos de combustible (gas, carbón, diesel y otros)

Bajo el régimen actual anunciado recientemente por el gobierno, el precio del gas se ha fijado en RM14.31 / MMBtu, lo que representa un descuento del 70% del precio de mercado prevaleciente.

Este descuento se reducirá progresivamente a razón del 5% al año y se extinguirá en su totalidad a partir del 15º año, con lo que el precio del gas pagado por los IPP será igual al precio vigente en el mercado.

Si la tarifa pagadera por el usuario final no se ajusta, el margen de operación de TNB se erosionará cada vez más con el tiempo:

&toro; La inflación en los costos de operación sin combustible;

&toro; Costo de financiamiento (tasa de interés);

&toro; Gastos de capital proyectados (para 5 años);

&toro; Capacidad y pagos de energía a los PIE;

&toro; Los costos de generación propios de TNB;

&toro; Transmisión & amp; Costos de distribución; y

&toro; artículos de contingencia

Camino hacia adelante

Los elementos clave & lsquo; cargas & rsquo; TNB son pagos IPP y pérdida de conversión de divisas. Como se mencionó anteriormente, un costo del margen de reserva superior al 25% no será sufragado por TNB o IPPs sino por las autoridades pertinentes. TNB debe tener un ingreso neto positivo de la venta de electricidad a los consumidores a pesar de que hace un pago significativo a IPPs.

Si este pago es demasiado "oneroso", es quizás en el interés del gobierno establecer una Corporación Comercial de Energía (PTC) Berhad (bajo el ministerio de energía por ejemplo) para comprar energía generada por los IPPs y venderla directamente a los consumidores / Usuarios industriales en regiones designadas.

En otras palabras, TNB está "aliviado" De sus pagos a los PIE y los correspondientes ingresos por ventas. PTC operará y gestionará la distribución / transmisión en regiones / áreas designadas.

Con respecto a la ganancia o pérdida de la conversión de divisas, es concebible que un vehículo de propósito especial (SPV) bajo un ministerio apropiado o GLC, por ejemplo Khazanah, adquiera los pasivos en el extranjero de TNB y TNB aceptando pagar el pago denominado RM Flujos a la SPV.

En los libros de TNB, no habrá más problemas de pérdida / ganancia de conversión & ndash; Solo flujos de pago de RM (al SPV).

Desde la perspectiva del consumidor, mientras TNB siga siendo un monopolio en la transmisión y distribución, es poco probable que los consumidores experimenten un mercado multi-proveedor orientado al mercado.

Un modelo a considerar, en este contexto, es el modelo británico. La industria de la electricidad en el Reino Unido tiene cuatro elementos principales y éstos son:

Generación & ndash; Responsable de generar la energía que usamos en nuestros hogares y negocios. Aunque históricamente, la generación de electricidad se derivó principalmente del consumo de carbón, la industria generadora del Reino Unido se ha movido a una variedad de métodos de generación, Nuclear, gas, etc. La electricidad generada fluye hacia la red de transmisión ya través de las redes regionales de distribución.

Transmisión & ndash; Responsable de mantener y operar la red de transmisión de alta tensión. Esta red lleva grandes cantidades de energía de los generadores a las redes de distribución & ndash; Similar a las autopistas de las redes de carreteras del país.

Hay tres titulares de licencias de transmisión en Gran Bretaña & ndash; Scottish Power y Scottish & amp; Southern Energy en Escocia y el National Grid en Inglaterra y Gales. El National Grid opera el acceso a la red a través de Gran Bretaña, pero sólo posee la red en Inglaterra y Gales.

Distribuidores & ndash; Son los propietarios y operadores de la red de torres y cables que llevan la electricidad de la red de transmisión de alta tensión a los hogares y las empresas. Aún así, no son las organizaciones que venden electricidad al consumidor final.

Esto es llevado a cabo por las organizaciones que hacen uso de las redes de distribución para pasar el producto energético a su propiedad & ndash; Proveedores.

Proveedores & ndash; Son las empresas que suministran y venden electricidad al consumidor. Los proveedores son el primer punto de contacto cuando se trata de suministrar electricidad a locales industriales, domésticos y comerciales.

La competencia en los mercados de electricidad y gas del Reino Unido se introdujo progresivamente en un período de ocho años, debido a la magnitud de la tarea en términos del número de clientes y de las complejidades técnicas implicadas. En abril de 1990, se abrió a la competencia el primer tramo del mercado de la electricidad, que abarcaba a unos 5.000 grandes clientes con una demanda máxima de 1 MW o más.

Diez años más tarde, el 81% de los clientes en este mercado eran suministrados por un proveedor no local. En 1991, British Gas también abrió su mercado a la competencia con el primer tramo afectando a los clientes con un consumo de más de 25.000 therms por año.

El segundo tramo del mercado del gas se abrió entre 1992 y 1995, dependiendo de la ubicación y los clientes afectados con un consumo de entre 2.500 therms y 25.000 therms por año. En abril de 1994, se abrió a la competencia el segundo tramo del mercado de la electricidad, que abarcaba a unos 50.000 clientes medianos con una demanda máxima de 100 kW-1MW.

Esta competencia en el mercado también se ha desarrollado bien y ahora más del 50% de los clientes son suministrados por un proveedor no local.

El último y el mayor tramo del mercado de la electricidad que abarcaba a unos 26 millones de clientes con un consumo anual de hasta 12.000 kWh, los denominados «clientes designados», incluidos los clientes nacionales y de pequeñas empresas, se abrió progresivamente a la competencia entre septiembre de 1998 y Mayo de 1999.

Un poco antes, en mayo de 1998, el mercado nacional del gas, unos 18 millones de clientes, se abrió totalmente a la competencia. A principios de 2001, alrededor de 11 millones (38%) de los clientes nacionales habían cambiado de proveedor al menos una vez.

Actualmente, alrededor de 100.000 clientes de electricidad están cambiando de proveedor cada semana, de estos 56.000 en términos netos están optando por abandonar su antiguo proveedor regional, según la última cifra de la Oficina de Mercados de Gas y Electricidad (Ofgem).

En el entorno asiático, Malasia fue uno de los pioneros en implementar IPPs y financiarlos a través del mercado local de préstamos de bonos / comerciales. Este fue un paso en la dirección correcta. La generación de electricidad tiene varios actores, pero el mismo proceso no ha tomado forma en los niveles de transmisión y distribución.

Es en el interés de la nación para avanzar en la "licitación & rsquo; Proceso que finalmente incluirá al consumidor, es decir, el consumidor tendrá la opción de seleccionar un paquete / producto apropiado. Eso seguramente conducirá a un mercado eléctrico más eficiente ya un TNB más orientado hacia el mercado.

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El beneficio neto de Tenaga Nasional sube un 39,5% en la pérdida de divisas

Publicado: 29 de octubre de 2015 7:20 PM

TNB ve su ganancia neta del cuarto trimestre cae un 39,5% debido a la depreciación ringgit. - The Malaysian Insider filepic, 29 de octubre de 2015. Tenaga Nasional Berhad (TNB) registró una caída de 39,5% en su utilidad neta del cuarto trimestre debido a la depreciación de ringgit, lo que resultó en una pérdida de conversión de divisas.

El beneficio neto cayó a RM820.9 millones o 14.55 sen por acción para el cuarto trimestre terminado el 31 de agosto de 2015 (Q4FY15) de RM1.36 mil millones o 24.03 sen por acción en Q4FY14.

Los ingresos para Q4FY15 crecieron marginalmente a RM11.74 mil millones comparado con RM11.72 mil millones en Q4FY14.

Esto fue a pesar de TNB registrando mayores ventas de electricidad de RM11.31 millones en Q4FY15, de RM11.2 millones de dólares en Q4FY14.

En una presentación con Bursa Malaysia hoy, el grupo dijo que el aumento fue principalmente de las ventas de electricidad en Malasia Peninsular y Sabah, que registró un aumento del 1,9% y 4,3%, respectivamente.

No obstante, TNB propone un dividendo final de 19 sen por acción para el ejercicio finalizado el 31 de agosto de 2015 (FY15), que está sujeto a la aprobación de sus accionistas en la próxima asamblea general anual.

Mientras tanto, los débiles resultados del 4TJJ15 arrastraron el beneficio neto del grupo en el período de 12 meses (FY15), que cayó un 5,4% a RM6,12 mil millones o 108,41 sen por acción desde RM6,47 mil millones o 114,59 sen por acción en FY14.

TNB señaló que registró una pérdida de conversión de RM819.3 millones en el ejercicio de 15 en comparación con una ganancia de RM445.3 millones en el ejercicio de 14 debido al fortalecimiento del dólar de EE. UU. y el yen contra el ringgit.

Sin embargo, los ingresos de FY15 subieron un 1,16% a RM43.29 mil millones de RM42.79 mil millones en FY14.

En una declaración separada hoy, TNB dijo que los ingresos de FY15 habían tomado en consideración el costo de desequilibrio de la transferencia de sobre-recuperación de RM1.9 mil millones para el período del 1 de enero de 2014 al 31 de agosto de 2015.

El grupo también registró un aumento del 8,1% en las ventas de electricidad a RM43,46 mil millones en el AF15 de RM40,22 millones en el AF14, principalmente por las ventas de electricidad en la península y Sabah, que registraron un aumento del 8,4% y 9%, respectivamente.

La mayor tarifa promedio de electricidad en la península del 14,9% y Sabah del 16,9%, a partir del 1 de enero de 2014, también ayudaron a impulsar las ventas de electricidad.

Para el FY16, TNB dijo que el crecimiento de la demanda de electricidad se espera que aumente en tándem con el crecimiento económico proyectado del país entre 4% y 5%, principalmente de la expansión en los sectores de construcción, servicios y manufactura.

"Teniendo en cuenta el impacto de la desaceleración de la economía mundial, incluyendo el descenso de los precios de los productos básicos, la depreciación del ringgit y el esperado crecimiento lento en las principales economías avanzadas, la junta sigue siendo cautelosa en la perspectiva del grupo para FY16".

Las acciones de TNB cerraron ocho sen o 0.63% más bajo en RM12.66 hoy, con una capitalización de mercado de RM71.67 mil millones. - The Edge Markets, 29 de octubre de 2015.

Forex impacto mínimo en TNB

FUENTE: Bernama

KUALA LUMPUR, 14 de diciembre de 2015:

El impacto de la volatilidad en el mercado de divisas (divisas) en la línea inferior de Tenaga Nasional Bhd (TNB) es neutral, dijo el director financiero Fazlur Rahman Zainuddin.

TNB registró una pérdida de conversión de divisas de RM819.3 millones para el año finalizado el 31 de agosto de 2015 (FY2015) & # 8211; Comparado con una ganancia de RM445.3 millones durante FY2014.

Dijo que la pérdida de conversión de divisas se debió a sus préstamos denominados en dólares estadounidenses, que ascendieron a alrededor del 7% del total de los préstamos.

Básicamente, es una pérdida no realizada y no vemos que sea un problema importante, ya que es algo que sólo tendremos que preocuparnos en 10 años. Tiempo porque se debe en 2025, & # 8221; Dijo después de la reunión general anual de la compañía aquí hoy.

A partir de FY2015, los préstamos totales de la compañía ascienden a RM24.7 millones de dólares, inferior a los RM25.46 mil millones en FY2014.

Los préstamos en moneda extranjera de TNB representan el 22% de sus préstamos totales.

Sobre los gastos de capital para el año fiscal de 2020, Fazlur Rahman dijo que la asignación global sería inferior a los RM10.800 millones que había fijado para el año fiscal 2011 con la finalización de algunos de sus proyectos en curso.

Del total, dijo que se asignarían 6 mil millones de rupias para mejorar las instalaciones de transmisión, mientras que el saldo, de entre 4.000 y 4.000 millones de rands, sería para las plantas de generación de energía.

& # 8220; Moviéndonos hacia adelante, estaremos aumentando el proyecto Jimah East Power. & # 8221;

El precio del gas canalizado en Malasia peninsular, que se incrementará en RM $ 50 por millón de unidades térmicas británicas métricas (mmBtu) para enero-julio de 2016, todavía se vende por debajo del precio de mercado, dijo el presidente de TNB, Tan Sri Leo Moggie.

Sin embargo, en virtud de un acuerdo entre TNB y Petroliam Nasional Bhd (Petronas), el gas se suministra a RM15.20 por mmBtu para los primeros 1.000 millones de pies cúbicos estándar por día (mmscfd) comparado con el precio de mercado del gas natural licuado (GNL) de RM46 .041 citado por Petronas para el período de octubre a diciembre de 2014.

Dijo que bajo el programa de racionalización de subsidios del gobierno, el precio del gas canalizado sería revisado gradualmente cada seis meses hasta que alcanzara el precio de mercado. Sin embargo, en el momento en que todavía está subvencionado (por el gobierno). & # 8221;

A principios de este mes, el gobierno anunció que el precio del gas canalizado en Malasia Peninsular había aumentado en RM1.50 / mmBtu a RM18.20 / mmBtu para enero-julio 2016, de RM16.70 / mmBtu en julio-diciembre de 2015.

El presidente y director ejecutivo Datuk Seri Azman Mohd dijo en general, todavía había un descuento.

& # 8220; Una vez que nos acercamos el próximo mes de julio, creo que el gobierno revisará cuánto ahorro tenemos y que se traducirá en el nuevo descuento arancelario. & # 8221;

Sobre el reciente anuncio sobre la rebaja de tarifas eléctricas, dijo, el gobierno revisaría el precio cada seis meses.

Aún tenemos ahorros porque los precios de los combustibles están bajando y los precios del carbón también han bajado bastante. Pero usted debe tener en cuenta el cambio de divisas, que es un factor a los precios del carbón.

Los precios del carbón no fueron tan bajos como quisiéramos debido al debilitamiento del ringgit, pero todavía están por debajo de lo que se fija en los precios de las tarifas base.

“We are using less energy, so that brings down the fuel generation cost, and this constitutes the component that we can give rebate on.”

The government announced last Tuesday that electricity tariff rebate for Peninsular Malaysia will be at 1.52 sen per kWh compared with 2.25 sen per kWh from July until December this year, emanated from fuel cost savings and the Imbalance Cost Pass-Through of RM762.03 million for the July-December period this year.

The savings were due to lower LNG prices on the global market as well as efficiency improvements by gas - and coal-fired power plants.

TNB: Takeover of power project not a bailout

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A steep selldown on Thursday showed just what investors thought of TNB taking over the 2,000 MW greenfield power plant from 1MDB and the national utility company has to assuage fears that the deal is not favourable to it.

TNB president and CEO Datuk Azman Mohd says the takeover of project 3B is not a bailout of 1MDB.

“It is a greenfield power plant with good prospect and with the increased generation capacity of 2,000 MW upon completion of the project, the acquisition will bring about positive value to TNB in the long run.

“Based on financial analysis, the project is expected to have a positive impact on the earnings of TNB. It is not a bailout of 1MDB,” stresses Azman in a statement.

He is confident that Project 3B will enhance its shareholder’s value and bring positive value in the long term.

TNB has received an official letter of invitation from the Energy Commission (EC) to be the lead developer in the project for the development of the 2x1000 MW coal-fired power plant in Jimah, as a consortium with Mitsui Co Ltd. TNB is offered a levelised tariff of not more than 26.67 sen per kWh, 1.34 sen higher than the levelised tariff that was awarded to 1MDB-Mitsui consortium at 25.33 sen.

In March 2014, 1MDB won a controversial bid to build a 2,000 MW power plant at a tariff of 25.33 sen/kWh for a concession period of 25 years. Its partner was Mitsui Co.

The closest contender was a joint venture of YTL Power International Bhd and SIPP Power Consortium that offered a lower levelised tariff of 25.12 sen/kWh but was not awarded based on technical grounds.

EC clarified then that 1MDB’s levelised tariff of 25.33 sen/kWh was very competitive where it is 1.34 sen/kWh lower than the next ranked bidder and at only 0.21 sen/kWh higher than the offer from YTL-SIPP Consortium.

The knee-jerk reaction from investors was somewhat expected because of the uncertainty surrounding 1MDB. The selldown in TNB’s shares saw a plunge of 86 sen intra-day to a low of RM12.30 on Thursday, wiping out about RM3bil in market capitalisation. TNB has since recovered slightly to close at RM12.82 yesterday.

Industry players reckon that the internal rate of return (IRR) – the widely-used formula for gauging the value of an investment in a project – for the 2,000 MW plant is likely to be in the high single-digit range. The projected 6% IRR 1MDB had proposed is relatively low by most yardsticks.

For this kind of IRR, industry players say that execution is key as any delay could potentially bring down the returns.

Analysts say the levelised tariff has been revised marginally higher and is estimated to have an IRR of 7%-9%. They say TNB has been requesting for higher tariff because the original tariffs of Project 3B had suited 1MDB’s cost of capital.

“It makes sense for the EC to allow TNB to adjust upwards the levelised tariff to take into account interest rates and foreign exchange (forex) that have changed. Furthermore, the indicative IRR based on 1MDB’s bidding price was low,” an analyst says, adding that TNB’s strong track record puts the utility company in good position to complete it with minimum delay.

Despite the sell-down, the analyst finds it a good time to buy into TNB at its current price as it was trading at an undemanding valuation of 11 times.

The capital expenditure of the Project 3B power plant is estimated at RM12bil. The project, which has been behind schedule needs to be accelerated to ensure there are no other delays.

TNB, according to Azman, is expected to submit a proposal in relation to the takeover of 1MDB’s 70% ownership in the project soon, taking into consideration the cost of delay in the project, higher forex based on current situation and TNB’s expected return.

He discloses that TNB has conducted its due diligence and commenced negotiations with 1MDB.

“We wish to stress that no premium will be paid for the acquisition of the 70% stake in the project.

“As a power utility, TNB is keen to participate as the developer to ensure reliability and security of supply for the nation while maximising its shareholders’ value,” he adds.

According to analysts, TNB will likely proceed to use Jimah, Negri Sembilan as the site for the project as a new site entails land preparation which could take some time.

Analysts believe TNB does not own the site it proposed for Project 3B in its bidding two years ago. TNB had proposed the plant to be located at Tanjung Hantu – Segari, Perak.

“We believe that the final outcome to this saga would ultimately hinge on the amount of compensation needed to be paid to 1MDB. With the amount currently undisclosed, we expect TNB to proceed with Project 3B only if the company is not asked to compensate 1MDB unfairly.

“While the project is earnings accretive, we are of the view that it will unlikely have any major or significant impact on TNB’s bottomline as we estimate the project to contribute less than 3% of its total earnings,” MIDF Research says in a report.

It believes that TNB is more than capable of undertaking the project without stretching its balance sheet while obtaining a favourable financing cost for the project due to its comfortable gearing level.

UBS Securities Malaysia Sdn Bhd estimates Project 3B could generate a net present value of RM1.6bil (based on an 8% IRR). This, it says, could add 20 sen per share to TNB’s valuation.

“At the same time, there remains the question of whether the regulators have awarded the project to TNB (by rescinding 1MDB’s award) or is TNB paying 1MDB directly for its 70% stake in the consortium? In the event of the latter, we believe the possibility of TNB having to take over the rest of 1MDB’s power assets adds concern,” it says in a report.

CIMB Research says Project 3B, if it is taken over by TNB, will only start having impact on its earnings from financial year ending Aug 31, 2019 onwards given that Project 3B’s earliest commercial operation date is October 2018.

“Project 3B was initially expected to cost RM11bil to build and has a levelised tariff of 25.33 sen per kWh. While the ringgit has weakened against the US dollar significantly, we estimate that less than a 1 sen/kWh increase in the levelised tariff is needed to offset a RM1bil increase in construction cost. This represents only 4% of the initial levelised tariff,” it says.

CIMB says that although Project 3B should be earnings neutral for TNB in the next three years, the obscurity of the deal has put a dent in investor sentiment on the stock.

JP Morgan believes there is a limited debt on the balance sheet currently given that Project 3B is a greenfield project and did not achieve its financial close in mid-April.

“However, given that limited details have been released, we await formal confirmation of the same. Moreover, given that TNB has requested for a small revision to the power tariff we believe the project can generate a 7%-9% project IRR as tariffs (on face of it) seem competitive and fair in our view.

“When compared to Track 3A (TNB’s 1000 MW project), Track 3B’s tariff of 25.33 sen/kWh is about 12% higher. We believe the about 4% correction to TNB’s share price is an over-reaction and is unjustified, in our view. We reiterate overweight and recommend investors to buy the stock on recent stock correction,” it says in a report.

The EC shortlisted five consortia in 2013 to tender for the 2,000 MW Project 3B coal-fired power plant to be developed at the respective consortia’s proposed site at an estimated cost of RM12bil then.

The five shortlisted consortia were 1MDB), Formis Resources Bhd, TNB, Malakoff Corp Bhd and YTL Power. All the contenders have either foreign or local partners.

1MDB has proposed the plant to be located at Jimah while Malakoff has proposed Pulau Carey, Selangor. Both Formis and YTL Power have proposed Tanjung Tohor, Johor. TNB, meanwhile, has proposed Tanjung Hantu.

Impact of forex volatility on TNB's bottomline neutral - CFO

Language English

The impact of the volatility in the foreign exchange (forex) market on Tenaga Nasional Bhd's (TNB) bottomline is neutral, said Chief Financial Officer (CFO) Fazlur Rahman Zainuddin.

"Basically, it is an unrealised loss and we do not see that being a major problem as it is something that we will only have to worry about in 10 years' time because it is due in 2025. Moving forward, we will be ramping up the Jimah East Power project."

- Fazlur Rahman Zainuddin

TNB registered a RM819.3 million forex translation loss for the financial year ended Aug 31, 2015 (FY 2015) as compared with a gain of RM445.3 million during FY 2014.

He said the forex translation loss was due to its US dollar-denominated borrowings, which were about seven per cent of its total borrowings.

"Basically, it is an unrealised loss and we do not see that being a major problem as it is something that we will only have to worry about in 10 years' time because it is due in 2025," he told a media briefing after the company's annual general meeting here today.

As of FY 2015, the company's total borrowings amount to RM24.7 billion, lower than the RM25.46 billion in FY 2014.

TNB's foreign currency-denominated loans account for 22 per cent of its total borrowings.

Also present today were Chairman Tan Sri Leo Moggie and President/Chief Executive Officer Datuk Seri Azman Mohd.

On capital expenditure for FY 2016, Fazlur Rahman said the overall allocation would be lower than the RM10.8 billion it had set for FY 2015 with the completion of some of its ongoing projects.

Of the total, he said RM6 billion would be allocated for upgrading transmission facilities while the balance, of between RM4 billion and RM5 billion, would be for the power generation plants.

"Moving forward, we will be ramping up the Jimah East Power project," he said.

Passions - Concerns

Forex impact minimal on TNB

This entry was posted by ge13news on December 15, 2015 at 8:29 am

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The impact of the volatility in the foreign exchange (forex) market on Tenaga Nasional Bhd's (TNB) bottomline is neutral, said chief financial officer Fazlur Rahman Zainuddin. TNB registered a RM819.3 million forex translation loss for the year ended …

TENAGA–Fundamental Analysis (30 Oct 2015)

FY15 Q4 Results Highlight:

4QFY15 net profit (ex-forex) of MYR1.58b (+4% YoY, +116% QoQ) brings FY15 net profit (ex-forex) to MYR7.05b (+30% YoY).

The higher sales can be attributed to higher average electricity tariff of 15% and 17% in Peninsular Malaysia and Sabah, respectively, effective Jan 2014. The topline also includes cost overrecovery of RM1.9bil under the Imbalance Cost Pass Through (ICPT) mechanism. TNB’s EBITDA margins had improved to 32% (vs. 28% in FY14)

Management reported the fuel cost over-recovery for 4QFY15 at just MYR34m, as the 2.25sen/kWh tariff rebate was in place, and oil and distillates usage also increased.

Absolute EY%:

Trailing:

FY15 (EPS: 0.756) – 13.720 (Uncertainty Risk: HIGH)

Forward:

FY16 (EPS: 1.195 ± 5%) – From 20.611 to 22.780 (Uncertainty Risk: LOW)

FY17 (EPS: 1.251 ± 5%) – From 21.574 to 23.845 (Uncertainty Risk: LOW)

EPS applied to reach the current stock price (12.62): 0.695

Fair value based on FY15 is lower because I excluded one unusual transaction:

During the financial year under review, the Group recognised the over-recovery of costs under the Imbalance Cost Past Through (‘ICPT’) mechanism, for the period from January 2014 until August 2015 amounting to RM1,854.5 million.

In my opinion, fair value of TENAGA range from 22 to 23.

Going Forward:

30 Oct 2015 – FY15 electricity generation was likely lower than budgeted given the weaker-than-projected demand (+2.2% YoY) and the record low system loss. This led to better-than-expected generation mix (coal was up, to 45.6% from 39.8% in FY14), hence the earnings beat. If system loss continues to remain below trend, TNB would be able to deliver earnings growth in FY16

Positive on TNB’s earnings outlook given the easing trend in fuel costs due to the decline in coal and gas prices

The implementation of FCPT mechanism remains as TNB’s secular catalyst in order to justify an even higher future valuation as it will definitely provide a greater clarity and stability to TNB’s long term earnings

30 Oct 2015 – While TNB’s existing operating prospects remain sound, concerns remain over its possible acquisition of Edra Global’s assets.

I will continue to hold this share, and accumulate it.

At the time of writing, I owned shares of TENAGA.

TNB enters Turkey, buys 30% of Gama Enerji for US$243m

KUALA LUMPUR: Tenaga Nasional Bhd (TNB) is buying a 30% stake in Turkish power company Gama Enerji AS for US$243 million (RM1.05 billion), marking its entry into Turkey's growing power sector.

In a stock exchange filing yesterday, TNB said it has entered into a conditional share sale agreement to purchase 289.48 million shares from Gama Holding AS, International Finance Corporation (IFC) and GIF Holding I Cooperatief UA.

Gama Enerji is a subsidiary of Gama Holding, and currently has a 840MW natural gas-fired plant and a 45MW wind power plant under construction in Turkey, which will go live in the third and fourth quarter of 2016 respectively. It has also developed and operates a large water conveyance project in Jordan.

"By 2017, it is expected to have a gross installed capacity of 1,027MW in Turkey," TNB said in a separate statement yesterday.

The partnership will give TNB two seats on Gama Enerji's board with extensive control rights.

"This investment is an important step in TNB's strategy of expanding into international markets where power demand is rising. It is in line with TNB's five-year international expansion roadmap to secure new overseas generation capacity," TNB chairman Tan Sri Leo Moggie said.

TNB said its equity investment in Gama Enerji will result in a strategic partnership that will allow it to pursue regional expansion opportunities in terms of asset acquisitions, greenfield projects, portfolio optimisation and supply market entry.

TNB will form a separate partnership with Gama Holding to jointly offer operations and maintenance (O&M) facilities services regionally. This will allow TNB to pursue untapped opportunities in the region's O&M sector as well as leverage on Gama Holding's regional leadership in EPC services.

TNB president and CEO Datuk Seri Azman Mohd (pix) said: "Turkey is one of the largest power markets in Europe and power consumption has shown an impressive 6% of average annual growth in the last decade. By gaining a presence in this key power market through our investment and long-term strategic partnership with Gama Holding, TNB will be able to significantly grow its power generation assets in Turkey, as well as looking to expand further into the Middle East and North Africa.

"We will do this by actively pursuing acquisition opportunities of existing power assets, as well as bidding for greenfield projects with Gama Holding in Turkey and the surrounding region," he added.

Late last month, the national electricity company failed to buy the energy assets of state stratetic investor 1Malaysia Development Bhd (1MDB) grouped under Edra Global Energy. Edra's power generation assets have a net generation capacity of 5,594MW and it is the largest independent power producer in Bangladesh and Egypt, according to 1MDB's website.

Earlier, TNB CFO Fazlur Rahman Zainuddin told reporters after its AGM here yesterday that foreign exchange (forex) volatility does not have an immediate impact on TNB's bottom line.

He said although FY15 and FY14 results showed forex translation losses because of borrowings in US dollar, this represents 7% of its total borrowings that are only due in 2025, which are unrealised losses. According to its annual report, TNB saw forex losses of RM932.3 million in FY15.

"We don't see that being a major problem because that will be something that we have to worry in 10 years," Fazlur said.

He also said TNB's FY16 capital expenditure (capex) will be lower than FY15's capex of RM10.8 billion as it has finished some of its projects, including Manjung IV. TNB's capex in FY14 stood at RM10 billion.

The capex consists of RM6 billion for transmission and distribution assets, as well as RM4 billion to RM5 billion for power plants.

In a separate announcement to the exchange, TNB said it has received the High Court's permission to start judicial review proceedings to set aside the notices of additional assessment following the reversal of the Inland Revenue Board's decision on giving TNB a reinvestment allowance.

The High Court also allowed an interim stay of all further proceedings, including the enforcement of the notices, until an inter-party hearing for the stay application was held, TNB added.

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Thursday 19 October 2017

Tnb Forex

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