Casual
РЦБ.RU

Проблемы оценки стоимости энергокомпаний в период реформирования

Июнь 2005

    В условиях, когда процесс реформирования электроэнергетической отрасли России вступил в фазу разделения бизнесов АО-энерго, у инвесторов регулярно возникает вопрос: <Сколько стоят приобретенные активы?> В свою очередь этот вопрос они задают фондовым аналитикам, которые, пытаясь на него ответить, сталкиваются с целым рядом проблем под общим лозунгом: <Как считать?>. В приводимой статье делается попытка обобщить свой опыт моделирования денежных потоков АО-энерго и отдельных составляющих их бизнесов.

ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ

    Что на сегодняшний день следует выбирать в качестве объекта оценки: АО-энерго в целом или каждую из выделяемых из него компаний в отдельности? Проводить оценку подразделений интегрированной компании гораздо проще, однако очевидно, что у разделенных компаний скоро начнется самостоятельная жизнь: у каждой из них будут свои риски, отличные друг от друга и от материнской компании, у кого-то из них появятся новые горизонты, а кто-то может вообще исчезнуть, не выдержав конкурентной борьбы. Поэтому нам представляется более оправданной оценка всех выделяемых компаний по отдельности.

ВЫБОР ОЦЕНОЧНОГО ПОДХОДА

    Применение затратного подхода к подавляющему большинству российских энергетических объектов, создававшихся в основном 30 и более лет назад, еще во времена Советского Союза, требует введения большого количества поправочных коэффициентов на различные виды износа: физического, морального, внешнего. При этом методы определения внешнего износа вплотную смыкаются с методами, применяемыми в доходном подходе, и поэтому по большому счету дублируют его. Соответственно, данный подход целесообразно применять для оценки стоимости относительно <свежих> энергетических объектов, технологии и экономика которых более или менее отвечают современным требованиям. Таких объектов в России очень немного.
    Другой важной проблемой применения затратного подхода к оценке российских энергокомпаний является то обстоятельство, что сегодня в России тарифы на энергию существенно ниже, чем, например, в Европе, а цены на оборудование сопоставимы с мировыми. Следовательно, окупаемость новых вложений в приемлемые сроки не может быть достигнута, и поэтому оценивать компании по стоимости их активов рискованно.
    Сравнительный подход работает, но с большими погрешностями: так как АО-энерго предполагается <распаковать>, то часть их бизнеса (перепродажа электроэнергии, купленной на оптовом рынке) вообще может от них уйти (а это иногда 50% доходов интегрированной компании, а может быть, и больше)1. К тому же очень трудно найти надежные аналоги для мелких сетевых и сбытовых компаний, которые будут выделены из небольших АО-энерго.
    Доходный подход сталкивается с большинством проблем сравнительного подхода. К этому можно прибавить: трудоемкость; проблемы со сбором необходимой технической и экономической информации об оперативной деятельности компаний; проблемы с оценкой возникающей конкуренции в сфере генерации и сбыта энергии, а также энергоремонтных услуг; проблемы с прогнозированием тарифов на средне- и долгосрочную перспективу; проблемы с прогнозированием цен на топливо; проблемы с выбором ставки дисконтирования. Тем не менее именно доходный подход позволяет фондовому аналитику понять, что представляет собой оцениваемая компания, <почувствовать> ее и соответственно дать более или менее адекватную оценку ее стоимости, так как этот подход позволяет достаточно подробно вскрыть присущие компании особенности и риски, а в нынешних условиях это главное.

ПРОБЛЕМЫ ДОХОДНОГО ПОДХОДА

    1. Трудоемкость
    Построение качественной модели бизнеса энергокомпании занимает много времени, даже если шаблон уже отработан: приходится вводить большие объемы исходной информации, кроме того, у многих компаний имеются специфические особенности, которые требуют индивидуальной настройки алгоритма расчетов.

    2. Проблемы со сбором необходимой технической и экономической информации об оперативной деятельности компаний
    Эта информация перед акционерами и инвесторами раскрывается крайне скупо, хотя в Федеральную службу по тарифам (ФСТ) и в региональные энергетические комиссии (РЭК) для регулирования тарифов предоставляется огромный объем данных.
    Большой объем структурированной информации о работе электростанций и в меньшей степени сетей можно получить в Госкомстате или через персонал РАО и отраслевых институтов (формы 6-ТП, 46-Э, Калькуляция себестоимости и др.). Этой информации в принципе достаточно для анализа бизнеса энергокомпании.

    3. Проблемы с оценкой возникающей конкуренции
    Либерализация рынка электроэнергии должна породить конкуренцию, что отразится на ценах на энергию и на объемах отпуска отдельных компаний. Однако в отечественных условиях действует ряд факторов, ограничивающих развитие конкуренции в генерации:

  • в большинстве энергозон страны имеется небольшой резерв генерирующих мощностей;
  • уровень оптовых тарифов на электроэнергию не стимулирует инвесторов вкладываться в строительство крупных энергообъектов;
  • уровень развития сетевой инфраструктуры в стране, как правило, не позво-ляет передавать большие объемы электроэнергии на большие расстояния; ситуация в ближайшие 5-7 лет не изменится.
        Кроме того, как показал анализ структуры оптового рынка электроэнергии2, для существенного перераспределения долей рынка между различными типами генерации в ближайшие несколько лет просто нет потенциала.
        С другой стороны, государственная политика в сфере теплоснабжения не сформирована (закона о теплоснабжении нет), соответственно условия работы ТЭЦ (до 50% генерации электроэнергии в стране) труднопрогнозируемы: им придется работать сразу на двух рынках - оптовом рынке электроэнергии и розничном рынке тепла. Основной проблемой в данном случае является сохранение существующих систем централизованного теплоснабжения от развала, так как после <распаковки> АО-энерго у многих промышленных потре-бителей возникнет соблазн построить автономные энергоисточники, а у региональных администраций - перетащить часть мелких и средних потребителей на обслуживание муниципальными котельными.
        Наиболее сильно от развития конкуренции могут пострадать энергосбытовые компании: значительные объемы поставляемой потребителям электроэнергии большинство АО-энерго закупают на оптовом рынке (30% и более), соответственно велик риск потери этих объемов после выделения ЭСК (потребители могут сами выйти на оптовый рынок или перейти на обслуживание к независимым ЭСК).

        4. Проблемы с прогнозированием тарифов на средне- и долгосрочную перспективу
        Для расчета регулируемых тарифов Постановлением Правительства РФ № 109 определены 3 следующих метода:

  • экономически обоснованных расходов (затрат). Данный метод известен как метод <затраты +> (основной): все затраты компании <защищаются> нормативными документами и заявками потребителей (в части планового энергопотребления); планируемая прибыль не зависит от объема затрат, а определяется планами компании по ее техническому и социальному развитию; РЭК часто обрезают запросы энергетиков достаточно произвольным образом;
  • индексирования (рекомендован к применению в условиях низкой инфляции): индексы разрабатываются МЭРТ или ФСТ;
  • экономически обоснованной доходности инвестированного капитала (практически не применяется). Методика не утверждена.
        Практика показывает, что результаты регулирования могут меняться год от года в зависимости от целого ряда привходящих, прежде всего политических (сдерживание роста тарифов перед выборами), факторов. Особый вопрос - темпы либерализации оптового рынка электроэнергии и газового рынка.
        В <Сценарных условиях развития электроэнергетики и холдинга РАО "ЕЭС России" на 2005-2009 гг.> приводятся прогнозные значения тарифов на электроэнергию, но надо помнить, что представленные там цифры представляют собой оценку заинтересованной стороны.
        Для решения этой проблемы наиболее разумно:
        1) установить для себя дату полной либерализации оптового рынка электро-энергии;
        2) рассчитать объективную цену оптового рынка на весь период прогнозирования;
        3) принять, что процент реализации этой цены будет меняться линейно от сложившегося сегодня уровня до 100% к моменту полной либерализации;
        4) для тарифов на тепло рассчитать тариф замыкающей котельной и <выво-дить> прогнозный тариф на него по описанному выше алгоритму.

        5. Проблемы с прогнозированием цен на топливо
        Можно опять-таки обратиться к <Сценарным условиям развития электроэнергетики и холдинга РАО "ЕЭС России" на 2005-2009 гг.>, но надо помнить, что там представлены скорее пожелания энергетиков, чем реальная оценка изменения ценовой среды на топливном рынке страны. Достоверный сценарий предложить достаточно трудно: так как в основном российские электростанции жестко <привязаны> к углям конкретных бассейнов, рынок энергетических углей на практике сильно монополизирован и подходы к контролю над ним только разрабатываются. Ситуация же на рынке газа меняется постоянно. Одно можно сказать: цены на газ будут расти опережающими инфляцию темпами.
        Наиболее целесообразно, на наш взгляд, принять ориентиры (временные и ценовые) либерализации газового рынка страны. Цену угля при этом надо связать с ценой либо газа (для газифицированных регионов), либо мазута (там, где газа нет). Цена на мазут привязывается к цене сырой нефти, и прогнозы уже наработаны.

        6. Проблемы с выбором ставки дисконтирования
        Часто используемый аналитиками для определения ставки дисконтирования метод модели капитальных активов (CAPM) обладает, на наш взгляд, целым рядом принципиальных недостатков, и поэтому применять его в современных российских условиях некорректно. Дело в том, что данный подход, так же как и альтернативный ему метод кумулятивного построения, в значительной степени оказывается подвержен волюнтаризму аналитика. Во-первых, он не позволяет полностью избавиться от использования экспертных оценок (при использовании этого метода рекомендуется применять поправки на величину компании, страновой риск и специфические особенности оцениваемой компании, определение величин которых отдается на откуп аналитику). Во-вторых, существует некоторая свобода в выборе рыночного индикатора: например, акции некоторых американских компаний включены одновременно и в Dow Jones, и в S&P, и в NASDAQ Composite, ведут себя эти индексы не всегда одинаково, а выбор, какой из них брать для расчета b, делает аналитик.
        Но основные недостатки метода CAPM связаны с коэффициентом b, который оценивает сравнительную волатильность акций компании по отношению ко всему рынку в целом. Таким образом, коэффициент b:

  • отражает рыночные риски акций компании, а не риски ее бизнеса, что должна делать ставка дисконтирования;
  • учитывает историю компании (точнее, одну из ее составных частей), в то время как ставка дисконтирования ориентирована на перспективу - она корректирует возможные просчеты аналитика в прогнозировании будущих денежных потоков оцениваемой компании.
        Поэтому мы рекомендуем для определения ставки дисконтирования исполь-зовать метод кумулятивного построения. Он хотя и считается крайне субъективным, но для опытного аналитика обосновать свой выбор ставки большого труда не составит.

    ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ БИЗНЕСОВ

        Генерирующие компании
        Генерация - наиболее информационно прозрачная на сегодня часть энергетического бизнеса: существует много систематизированных форм отчетности как технического, так и технико-экономического характера3, на основе которых можно построить достаточно сложные модели денежных потоков как генерирующих компаний в целом, так и отдельных входящих в них станций.
        К сожалению, размеры журнальной статьи не позволяют нам привести сейчас полноценное описание модели денежных потоков типовой генерирующей компании, поэтому мы планируем посвятить этому вопросу отдельную публикацию.

        Электросетевые компании
        Электросетевой бизнес остается регулируемым, поэтому изменение чистых денежных доходов электросетевых компаний, скорее всего, в обозримом будущем будет легко прогнозируемым.
        Электрические сети - объекты достаточно стабильные, мало меняющие свою архитектуру, поэтому в первом приближении можно принять, что затраты на их эксплуатацию меняются в основном под воздействием инфляции и роста износа оборудования (ремонты), а стоимость потерь зависит от цены электроэнергии на оптовом рынке.
        Доходы сетевых компаний можно моделировать по принципу экономически обоснованных затрат: рассчитанные затраты на эксплуатацию и необходимая прибыль. Размер прибыли может быть взят исходя из статистических данных за прошлые годы или (оптимистический сценарий) на основе оценки условий окупаемости инвестиций.
        Ограниченный объем информации по структуре и состоянию электрических сетей АО-энерго, как правило, приводится в годовых отчетах компаний для их акционеров и в Калькуляции себестоимости.

        Теплосетевые компании
        Моделирование бизнеса теплосетевых компаний мало отличается от моделирования бизнеса электросетевых компаний. Нужно только помнить, что срок жизни тепловых сетей примерно в 2-3 раза меньше, чем у электрических, а уровни их изношенности и аварийности, как правило, более высокие.

        Энергосбытовые компании
        Анализ деятельности сбытовых подразделений АО-энерго крайне затруднен из-за практического отсутствия систематизированной информации об их затратах и доходах.
        В то же время энергосбытовая надбавка составляет, как правило, несколько процентов в итоговом тарифе АО-энерго, соответственно ошибки в оценке энергосбытового бизнеса на оценку стоимости разделяемого бизнеса существенно повлиять не могут.

        Теплосбытовые компании
        Размеры бизнеса по сбыту тепла, как правило, в несколько раз меньше, чем размеры бизнеса по сбыту электроэнергии, поэтому в первом приближении при оценке АО-энерго их бизнес по сбыту тепла можно вообще не учитывать.

        Прочие бизнесы
        Единственный серьезный непрофильный бизнес, который будет выделен из АО-энерго, - ремонт энергообъектов. Оценка этого бизнеса крайне затруднена: одна часть ремонтных работ после разделения АО-энерго будет проводиться персоналом вновь создаваемых генерирующих и сетевых компаний самостоятельно, а другая, причем значительная, - специализированными ремонтными организациями.
        С очень большой долей условности затраты выделяемых энергоремонтных компаний можно оценить по строке <Затраты на ремонты> Калькуляции себестоимости АО-энерго, уменьшив этот показатель в 1,5-2 раза.
        Моделировать доходы энергоремонтных компаний достаточно трудно, так как рынок энергоремонтных услуг общего характера не сформирован. Единственный легко доступный способ - установить некоторую фиксированную рентабельность затрат.

    ВЫВОДЫ

        В ситуации, когда большинство аналитиков не имеют в своем распоряжении объемов информации, необходимых для достоверной оценки стоимости энергокомпаний, выделяемых из АО-энерго, можно рекомендовать им сконцентрироваться на более доскональном исследовании рисков, свойственных:

  • конкретным генерирующим объектам (и их конгломератам);
  • уровням потерь в сетях;
  • потенциальным уровням развития конкуренции в сфере энергосбытовой деятельности на отдельных территориях.
        Именно данные 3 фактора будут определять в кратко- и среднесрочной перспективе успешность и соответственно привлекательность 3 основных видов энергетических бизнесов: генерации, передачи и распределения и сбыта.
        Практически на одном уровне сложности и важности для конечного результата с достоверностью оценки самих энергетических активов находится, на наш взгляд, другая, не затронутая в данной статье, проблема: большинство выделяемых из АО-энергобизнесов не будут самостоятельными - на их основе планируется создать межрегиональные профильные компании (генерирующие и сетевые). Поэтому на итоговую стоимость долей инвесторов в выделяемых компаниях существенное влияние окажут:
  • коэффициенты обмена акций выделяемых компаний на акции создаваемых на их основе межрегиональных профильных компаний;
  • оценка стоимости самих межрегиональных профильных компаний.
        Относительно первого можно сказать, что, судя по всему, РАО <ЕЭС России> сумеет обеспечить необходимый уровень прозрачности процедуры определения коэффициентов обмена, и эти коэффициенты будут достаточно хорошо прогнозируемыми. Оценка же стоимости создаваемых профильных компаний может быть получена на основе предлагаемого в этой статье алгоритма, однако объемы работ в этом случае сильно возрастут.

        Примечание
        1 Перепродажа электроэнергии, как правило, не приносит АО-энерго существенных приростов чистых денежных потоков и соответственно мало сказывается на их NPV. Но в сравнительном подходе мультипликаторы MC/Sales и MC/Electricity Output - одни из самых популярных, и, если значительная часть продаж и отпуска электроэнергии покрывается закупками на оптовом рынке, стоимость компании, рассчитанная на основе этих мультипликаторов, может оказаться сильно завышенной.
        2 См.: Шкатов В., Белобров В. Перспективы энергорынка в России // ЭнергоРынок. 2004. № 6. С. 6-11.
        3 Формы 6-ТП, 10, 14, калькуляция себестоимости.

    • Рейтинг
    • 0
    Оставить комментарий
    Добавить комментарий анонимно, введите имя:

    Введите код с картинки:
    Добавить комментарий как авторизованный посетитель: Войти в систему

    Содержание (развернуть содержание)
    Факты и комментарии
    Инфляционные риски США снижаются
    Конфликт интересов и защита прав акционеров в корпоративных правоотношениях (по материалам "круглого стола")
    Доходность должна быть справедливой
    Конкуренция специализированных депозитариев невозможна, но необходима
    Мнимые риски и реальные проблемы регистраторской деятельности
    Национальный рейтинг специализированных депозитариев набирает ход
    ПАРТАД: страхование и управление рисками
    Капитализация компаний, создаваемых в ходе реорганизации АО-энерго: резервы для роста
    Проблемы оценки стоимости энергокомпаний в период реформирования
    Ставрополье открыто для инвестиций
    О неотложной необходимости концессий в России
    Опыт работы на финансовых рынках компании "Арнест"
    Вексельный рынок: итоги первых месяцев 2005 г.
    Корпоративные векселя - жизнь после смерти?
    Краткосрочное долговое финансирование в России
    Использование банковских векселей при кредитовании предприятий
    Возможна ли общая собственность на вексель?
    Выручка определяет все!
    Новости биржевого сообщества
    От количества - к качеству
    Рынок биржевого РЕПО: точки для дальнейшего роста
    Биржевые вариационные опционы в России
    Корзина либерализации
    Банки средней величины в современных условиях
    "...Мы предлагаем своим клиентам полный пакет услуг..."
    Торговые площадки Южной и Юго-Восточной Азии
    Кадровые перемещения в биржевом сообществе
    45 миллиардов - это только начало

    • Статьи в открытом доступе
    • Статьи доступны на платной основе
    Актуальные темы    
     Сергей Хестанов
    Девальвация — горькое лекарство
    Оптимальный курс национальной валюты четко связан со структурой экономики и приоритетами денежно-кредитной политики. Для нынешней российской экономики наиболее логичным (и реалистичным) решением бюджетных проблем является девальвация рубля.
    Александр Баранов
    Управление рисками НПФов с учетом новых требований Банка России
    В III кв. 2016 г. вступили в силу новые требования Банка России по организации системы управления рисками негосударственных пенсионных фондов.
    Варвара Артюшенко
    Вместе мы — сила
    Закон синергии гласит: «Целое больше, нежели сумма отдельных частей».
    Сергей Майоров
    Применение blockchain для развития биржевых технологий и сервисов
    Распространение технологий blockchain и распределенного реестра за первоначальные пределы рынка криптовалют — одна из наиболее дискутируемых тем в современной финансовой индустрии.
    Все публикации →
    • Rambler's Top100