CC BY
35
Кредитный менеджмент
Удк 336.717
выявление факторов кредитоспособности компаний российского тэк на основе анализа рейтинговых оценок
C. C. ИВАНОВ, соискатель кафедры банковского дела E-mail: sergei. ivanov@gazprombank. ru Российский экономический университет
им. Г. В. Плеханова
В статье отмечается, что крупнейшие компании российского топливно-энергетического комплекса (ТЭК) входят в число приоритетных заемщиков коммерческих банков, для которых вопрос управления экономическим капиталом имеет первостепенное значение. В связи с этим возникает необходимость в построении комплексной оценки кредитоспособности заемщика, включающей анализ бизнес-рисков, финансовых рисков и рисков, непосредственно связанных с реализацией кредитной сделки. В качестве методологической основы анализа кредитоспособности компаний ТЭК можно использовать подходы крупнейших рейтинговых агентств.
Ключевые слова: топливно-энергетический комплекс, коммерческие банки, экономический капитал, кредитный риск, рейтинговые агентства, факторы кредитоспособности.
Крупнейшие компании ТЭК являются активными потребителями инвестиционных и кредитных продуктов. Выпуск облигаций остается одной из приоритетных форм заимствования на внутреннем финансовом рынке для данной группы компаний. Нефтегазовый сектор обеспечивает наибольший приток прямых инвестиций в экономику.
Поэтому так важно рассмотреть механизм построения оценок кредитоспособности компаний топливно-энергетического комплекса. В качестве методологической основы выбран подход, использу-
емый крупнейшими рейтинговыми агентствами — Standard & Poor's, Moody's и Fitch Ratings.
кредитный риск и экономический капитал банка. Если исходить из требований Базеля II — документа, во многом определяющего конфигурацию современной банковской системы во всем мире, ключевым критерием при оценке потенциального клиента является его кредитный риск. Кредитный риск характеризуется совокупностью параметров, в частности, объемом кредитной сделки, вероятностью дефолта заемщика, величиной залога и т. д. Параметры, описывающие бизнес-риски и финансовые риски заемщика, определяют его кредитное качество. Универсальной характеристикой кредитного качества заемщика служит показатель кредитного рейтинга.
В свою очередь характеристика кредитного портфеля напрямую влияет на собственный рейтинг банка. Данная связь опосредуется через экономический капитал, который, в свою очередь, показывает, в какой степени риск-аппетиты банка адекватны его финансовым возможностям (рис. 1).
Таким образом, коммерческий банк при планировании своего кредитного и инвестиционного портфелей крайне заинтересован в выборе заемщиков, имеющих приемлемый уровень риска. В этой связи на первый план выходят правильное структурирование сделки и тщательный анализ рисков заемщика.
Вероятность разорения
Аа Ааа
Экономический кпитал, 'соответствующий рейтингу
Рис. 1. Схематическая зависимость вероятности разорения банка и его кредитного рейтинга
Последовательность стадий анализа кредитной сделки показана на рис 2. Комплексная оценка кредитоспособности заемщика включает анализ бизнес-рисков, финансовых рисков заемщика и рисков, непосредственно связанных с кредитной сделкой.
Анализ заемщика начинается на макроуровне, где в поле зрения банка должны попадать такие факторы, как общие тенденции развития экономики, выражаемые уровнем и динамикой ВВП, инфляцией, уровнем процентных ставок и т. д. Сюда же необходимо включить анализ роли и места отрасли в национальной экономике. Например, как уже было отмечено, ТЭК (в первую очередь — нефтегазодобыча) стал фактически «становым хребтом» российской экономики, обеспечивая более 50 % экспорта и около 40 % поступлений в федеральный бюджет.
Следующим этапом является отраслевой анализ, цель которого заключается в определении места заемщика в отрасли, а также его сильных и слабых сторон. В современной экономической теории существуют методы, позволяющие дать формализованное описание отраслевых рынков:
— анализ «Пяти сил» (Five forces analysis);
— анализ стратегических групп (Strategic group analysis);
— анализ создания «цепочки стоимости» (Value chainsystem).
Первым, кто ввел в экономический обиход указанные методы, был
американский экономист М. Портер. В настоящее время они стали де-факто исследовательским стандартом.
Анализ на макро- и микроуровне позволяет получить формализованное описание бизнес-рисков заемщика. В свою очередь анализ качества корпоративного управления, производственной и финансовой стратегий дает возможность составить карту финансовых и инвестиционных рисков заемщика.
Результатом совместного рассмотрения бизнес-рисков и финансовых рисков заемщика является определение его вероятности дефолта. Вероятность дефолта может быть получена двумя способами:
— усредненением по всему экономическому циклу (Шго^^Ше-cycle);
— в конкретной точке цикла (аМЬе-рот^);
В первом случае влияние разных фаз цикла на финансовое положение и вероятность дефолта заемщика нивелируется.
Во втором случае вероятность дефолта непосредственным образом зависит от того, в какой точке цикла производится «замер» финансово-экономических показателей, характеризующих деятельность заемщика.
Наконец, организация самой сделки предусматривает юридическое оформление необходимых ограничений, накладываемых на деятельность заемщика, а также определение и оценку предмета залога. Все это осуществляется с учетом выявленных на предыдущих стадиях анализа финансовых и бизнес-рисков заемщика.
Сделка: анализ структуры сделки (условия, ковенанты, залог и т.д.)
Компания: финансовый анализ заемщика
Компания: анализ качества управления (стратегия, бизнес-план и т.д.)
Микроуровень: отраслевой анализ (5 сил, анализ стратегических групп и т.д.)
Макроуровень: ВВП, инфляция, демографические тренды, правовая среда
Структурные риски
Финансовые
LGD Л
^риски
CL
PD
>
Бизнес-риски
J
Рис. 2. Стадии анализа кредитной сделки: CL — credit loss (сумма кредита «под риском»); PD — probability of default (вероятность дефолта); LGD — loss given default (потери в случае дефолта)
Факторы кредитоспособности крупнейших российских компаний тЭк. В данном разделе непосредственно анализируются факторы, определяющие кредитоспособность российских компаний топливно-энергетического комплекса. Традиционно энергетический рынок принято разбивать на этапы создания стоимости с выделением следующих стадий:
— добыча полезных ископаемых (upstream) и их обогащение;
— транспортировка ресурсов;
— переработка (downstream).
Если рассматривать энергетический рынок более широко, к выделенным стадиям следует также добавить:
— генерацию (производство) электрической и тепловой энергии;
— передачу электрической энергии конечным пользователям.
С учетом данной классификации производств, формирующих ТЭК, факторы кредитоспособности компаний целесообразно рассматривать в разрезе двух укрупненных секторов — сектора нефтегазодобычи и сектора производства электроэнергии. Они существенно отличаются друг от друга.
В основе анализа лежат отчеты рейтинговых агентств о состоянии как отдельных компаний, так и топливно-энергетического комплекса в целом. Данные отчеты преимущественно относятся к периоду финансово-экономического кризиса и раннему посткризисному периоду — очень сложным в финансовом плане временным отрезкам для всех без исключения компаний ТЭК.
Как с теоретической, так и с практической точки зрения это позволяет дать качественную оценку выявленных факторов кредитоспособности именно в условиях, когда кредитные риски в экономике были на самом высоком уровне.
Сектор нефтегазодобычи. В кризисный период основными задачами, стоящими перед российскими нефтегазовыми компаниями, были:
— обеспечение нейтрального значения свободного денежного потока;
— адекватное рефинансирование и банковская поддержка.
С решением этих задач отрасль справилась в целом успешно. По оценке рейтингового агентства Standard & Poor's, российские вертикально интегрированные нефтегазовые компании продемонстрировали достаточную устойчивость финансовых показателей: в среднем их выручка снизилась всего
примерно на 20 % в годовом выражении. Несмотря на резкое падение цен на энергоносители на мировых рынках, положение дел в российском нефтегазовом секторе было лучше, чем в других отраслях (в частности, в горнодобывающей промышленности и металлургии). По итогам 2009 г. падение среднегодовых цен на нефть марки «Urals» составило около 40 %. В то же время падение прибыли крупнейших нефтегазовых холдингов по итогам года оказалось меньше. Наибольшее падение наблюдалось у «Роснефти» — 21 % (по EBITDA).
На основе анализа отчетов рейтинговых агентств можно выделить факторы, оказывающие как положительное, так и отрицательное влияние на финансовое состояние компаний. Данные факторы необходимо рассматривать во взаимосвязи, так как влияние одних может компенсировать воздействие других.
1. Стратегическая поддержка государства.
Нефтегазовая промышленность остается ключевой отраслью российской экономики. С одной стороны, она обеспечивает примерно 65 % экспорта, с другой стороны, по данным «Роснефти», 76 % совокупных издержек нефтяной отрасли составляют налоги, устанавливаемые Правительством РФ. Неудивительно, что все нефтегазовые компании включены в список 295 стратегически значимых компаний, опубликованный в самый разгар кризиса.
Попадание в данный список означало опосредованную, а в ряде случаев и непосредственную поддержку со стороны государства.
Во-первых, нефтегазовые компании без особых проблем сумели рефинансировать задолженность или привлечь новые кредиты в крупнейших российских банках.
Во-вторых, это положительно повлияло на ход переговоров с зарубежными финансовыми институтами. В качестве примера можно привести крупный (25 млрд долл.) долгосрочный кредит, предоставляемый китайскими банками компаниям «Транснефть» (10 млрд долл.) и «Роснефть» (15 млрд долл.). Указанная сделка была реализована через банк «ВТБ», но без участия государства была бы невозможна.
Нельзя сбрасывать со счетов и фактор суверенного рейтинга. Однако он играет двоякую роль. С одной стороны, стабильный рейтинг РФ как суверенного заемщика является своего рода щитом для корпоративных заемщиков. Учитывая важную роль государства в нефтегазовой отрасли, влияние
этого фактора в период кризиса возрастает. Рейтинг Роснефти включает одну дополнительную ступень за потенциальную поддержку государства в чрезвычайной ситуации, а рейтинги Газпрома — две ступени. С другой стороны, негативные события, связанные с суверенным рейтингом, автоматически переносятся на корпоративный сектор.
2. Доступ к финансовым ресурсам
российских и зарубежных банков.
Еще одним ключевым фактором, влияющим на кредитоспособность российских нефтегазовых компаний, является доступ к средствам, необходимым для рефинансирования обязательств. Кредитное качество крупнейших нефтегазовых объединений существенно выше среднероссийского уровня. Неудивительно, что именно эти компании получили первоочередной доступ к финансовым ресурсам банков, в той или иной степени связанных с государством: Сбербанк России, ВТБ и Газпромбанк.
Именно эти финансовые институты стали источниками финансирования в стране в период, когда привлечение средств с международных рынков оказалось весьма затруднено. Во время кризиса нефтегазовые компании переориентировали спрос на кредитные ресурсы в сторону российских банков. Примером служит привлечение компании «Лукойл», традиционно ориентированной на западный финансовый рынок, кредита в Газпромбанке (1 млрд евро) на покупку нефтеперерабатывающего завода на Сицилии.
Важнейшим каналом поддержки экономики является Банк развития и внешнеэкономической деятельности (Внешэкономбанк). Однако использование данного инструмента, необходимого в условиях дестабилизации рынков, фактически означает прямое воздействие государства на экономику, минуя рыночные механизмы. Но поддержка, реализуемая через крупнейшие банки, не только решает задачи поддержания финансовой жизнеспособности реального сектора, но и в не меньшей степени способствует нормальному функционированию финансовых рынков.
Эффективными во время кризиса оказались механизм «докаптализации» крупнейших российских банков через субординированные займы, а также возможность получения кредитных ресурсов непосредственно в Банке России под залог финансовых инструментов, выпущенных российскими компаниями (вариант ломбардного кредитования).
Однако следует отметить, что объем долга крупнейших российских нефтегазовых компаний (в первом ряду здесь стоит Газпром) значителен, если сравнивать его с кредитными возможностями и масштабами банковской системы страны. Таким образом, в ближайшей перспективе потребуется дополнительное финансирование из внешних источников.
3. Налоговый режим.
Основную часть совокупных издержек российских нефтяных компаний составляют налоги на добычу полезных ископаемых и экспортные пошлины. И те, и другие привязываются к цене нефти Urals, в результате чего маржинальная ставка налогов на экспорт сырой нефти составляет 87 % (65 % — маржинальный экспортный налог и 22 % — маржинальный налог на добычу полезных ископаемых). Высокая ставка налогообложения, безусловно, является негативным фактором, так как ведет к значительному отставанию российских нефтяных компаний по удельным показателям рентабельности и денежных потоков от нефтяных компаний других стран и повышенной чувствительности к росту издержек производства, что показывает опыт последних лет. Однако такой налоговый режим позволяет уменьшить степень сокращения прибыли в ситуации, когда цены на нефть снижаются.
Вплоть до октября 2008 г. экспортные пошлины рассчитывались исходя из цены нефти «Urals» за предыдущие два месяца. Повышение цены нефти отражается на экспортном «нетбэке» и прибыли положительно, а понижение — отрицательно. Например, в 2007 г., когда нефть Urals дорожала, средняя цена реализации превышала цену, по которой с отставанием рассчитывалась экспортная пошлина, на 5,3 долл./барр. (по оценкам «Standrad and Poor's»). В результате с каждого барреля компании получали разовый выигрыш в размере 2,5 долл. Для компаний масштаба Роснефти или Лукойла в 2007 г. это было равноценно увеличению чистой прибыли или денежных потоков примерно на 1,75 млрд долл.
Однако в IV квартале 2008 г. нефть резко подешевела: ее средняя цена составила 54 долл./барр. против 144 долл./барр. — рекорда, зафиксированного в июне 2008 г. Подобный ценовой шок потребовал достаточно радикальных мер, среди которых можно выделить следующие.
— изменение формулы расчета ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) с января 2009 г.;
— изменение порядка расчета экспортных пошлин, приблизившее базовую цену на нефть, на основе которой взимается пошлина, к фактическим мировым ценам;
— решение о создании преференциальных налоговых условий для разработки трудноизвлека-емых запасов некоторых важных нефтегазоносных провинций (например, Тимано-Печоры на Крайнем Севере и месторождений Восточной Сибири);
— введение временного освобождения от экспортных пошлин предприятий, занимающихся освоением «с нуля» нефтяных месторождений Восточной Сибири.
Немаловажным фактором стало также снижение ставки налога на прибыль российских компаний с 24 до 20 %.
4. Валютный курс.
С макроэкономической точки зрения, динамика курса рубля к доллару (и в несколько меньшей степени к евро) противоположна динамике цен на нефть и газ. Это вполне очевидно, так как счет текущих операций платежного баланса РФ почти на 70 % определяется экспортом энергоносителей, на нефтегазовую отрасль приходится значительной объем иностранных инвестиций. В период падения цен на нефть курс, как правило, начинает расти, т. е. имеет место укрепление доллара к рублю.
Девальвация рубля снижает операционные издержки компаний в долларовом выражении, тем самым компенсируя падение цен на мировом рынке. Эту взаимосвязь можно представить иначе: рост выручки в рублевом эквиваленте частично компенсирует снижение долларовых цен. Однако в подавляющем большинстве нефтегазовые компании представляют финансовую отчетность по международным стандартам — в привязке к доллару США. Российский рынок также ориентируется на такой формат представления. По этой причине эффект девальвации рассматривается с точки зрения иностранной валюты.
По оценкам агентства Standard & Poor's, девальвация доллара к рублю на 5 руб. эквивалентна эффекту от подорожания нефти «Urals» на 10 долл./ барр. Значительная часть капитальных расходов также номинирована в рублях, что снижает давление на показатели свободных денежных потоков.
С позиций корпоративного долга девальвация имеет нейтральный или умеренно негативный эффект. Заимствования в иностранной валюте, по
сути, «хеджируются» валютными контрактами на поставку энергоносителей за рубеж. Вместе с тем по мере роста нефте- и газопереработки внутри РФ и возможной переориентации продаж с внешнего на внутренний рынок будет увеличиваться рублевая составляющая выручки. В этом случае компаниям будет необходимо более тщательно балансировать валютную структуру долга.
В целом можно сказать, что политика относительно свободного валютного курса, проводимая Банком России, стала инструментом естественного хеджирования для нефтегазовых компаний. Но такое хеджирование не является совершенным, поскольку Банк России достаточно активно управляет обменным курсом, не давая ему сильно падать, а внутренние цены на нефтепродукты (обеспечивающие 30—40 % выручки крупных российских нефтяных компаний), как правило, устанавливаются в рублях. Кроме того, снижение курса рубля провоцирует инфляцию, которая сводит часть выигрыша на нет.
5. Долговая позиция и рабочий капитал.
В период кризиса российские нефтегазовые компании столкнулись с большими потребностями в рефинансировании. В первую очередь это коснулось краткосрочной части долга. Основной причиной стало существенное сокращение денежного потока. Не менее важную роль сыграли и масштабные приобретения российских нефтегазовых компаний за рубежом и внутри России, сделанные незадолго до кризиса на фоне благоприятной рыночной конъюнктуры. Своевременный доступ к кредитным ресурсам российских банков позволил решить большую часть проблем, связанных с рефинансированием.
По оценкам агентства Standard and Poor's, средняя оборачиваемость дебиторской задолженности повысилась. Кроме того, значительная часть расходов российских нефтяных компаний на формирование оборотного капитала всегда была связана с задержками по возмещению экспортного НДС. Правительство РФ приняло меры по ускорению возмещения НДС, что несколько снизило расходы компаний на формирование оборотного капитала.
6. Капитальные расходы
и операционные издержки.
Для сохранения показателей операционного и денежного потока на приемлемом уровне компании пошли на значительное сокращение капитальных
расходов. В целом это оказывает негативное влияние на предложение критически важных для экономики энергоносителей. Все компании имеют высокие потребности в капитальных расходах, необходимых для поддержания текущих объемов добычи нефти и модернизации нефтеперерабатывающих заводов в связи с вступлением в силу государственных нормативных актов, предусматривающих переход к европейским стандартам качества.
Краткосрочный финансовый выигрыш в результате сокращений инвестиций имеет отложенный эффект. Как показывает мировой опыт, период недофинансирования в итоге ведет к резкому росту цен в тот момент, когда экономика начинает восстанавливаться. Более того, в российских условиях, когда значительная часть месторождений труднодоступна, требуется постоянное развитие нефтедобывающей и нефтесервисной инфраструктуры. Неслучайно, что государственная поддержка нефтегазового сектора была нацелена на сохранение и поддержание в экономически и технологически приемлемом состоянии стратегически важных для экономики центров добычи.
Снижение операционных издержек осуществлялось по следующим направлениям:
— уменьшение стоимости нефтесервисных услуг;
— снижение цен на металлы и металлопродукцию (трубы, конструкции, катализаторы и т. д.);
—снижение цен на другие конструкционные материалы (цемент и пр.)
— замедление роста тарифов на железнодорожные перевозки, электроэнергию, транспортировку (эффект в данном случае более умеренный).
Снижение издержек является экономически оправданной и необходимой мерой в условиях падения спроса.
7. Маржа нефтепереработки и внутренние цены на энергоносители. В структуре EBITDA вертикально интегрированных нефтяных компаний России 20—30 % (оценка Standard and Poor's) составляет прибыль в секторе
Цены Urals ■н Маржа НПЗ с учетом уплаты налогоЕ --Экспортные пошлины на сырую нефть
-Экспортные пошлины на нефтепродукты (плюс дополшпельные расходы
на переработку и транспорт)
Рис. 3. Разница между выплатами налогов на экспорт сырой нефти и нефтепродуктов в российской нефтегазовой отрасли
переработки и сбыта, которая в 2009 г. сократилась. Это связано не только с падением внутреннего спроса и сокращением маржи в нефтепереработке в мире, но также (это очень важная причина) и с тем, что в соответствии с российским режимом налогообложения маржа НПЗ косвенно связана с ценой нефти «Urals» (рис. 3). Ввиду того, что маржинальная ставка налогов на экспорт нефтепродуктов (примерно 42 % для дизельного топлива и 22 % для мазута) ниже, чем налогов на экспорт сырой нефти (65 %), в 2007—2008 гг. российские НПЗ зафиксировали рекордно высокие показатели маржи и прибыли. В 2009 г. эти показатели упали — маржа снизилась на 10—15 долл./барр. Потенциально более устойчивые показатели прибыли в секторе розничного сбыта нефтепродуктов несколько смягчили это снижение.
В число вопросов, обсуждаемых Правительством РФ, входит изменение экспортных пошлин на нефтепродукты в целях создания стимулов к увеличению производства легких нефтепродуктов и модернизации мощностей НПЗ.
Отрицательная маржа по экспортным операциям стала причиной избыточного предложения на внутреннем рынке и дополнительным фактором давления на внутреннюю цену сырой нефти. Однако это мало отразилось на прибылях компаний с вертикально интегрированной производственной структурой, имеющих возможность перерабатывать нефть на собственных НПЗ и реализовывать нефтепродукты через собственные сбытовые сети. В то время как на оптовом российском рынке цены упали на 60 %, розничные цены в рублевом выражении оказались устойчивыми, что объясняется высокой концентра-
цией рынка и неэластичностью спроса. Например, для Роснефти в период ухудшающейся ценовой конъюнктуры продажи нефтепродуктов остаются намного более прибыльными, чем продажи сырой нефти.
Что касается цен на газ, реализуемый Газпромом на внутреннем рынке, то в условиях регулируемых цен их периодическая индексация в рублевом выражении частично компенсирует для компании падение экспортных цен, привязанных к ценам на нефть.
Сектор производства электроэнергии. Энергетический сектор существенно отличается от нефтегазодобывающего сектора тем, что практически вся выручка компаний формируется внутри РФ. Кроме того, для российского энергетического сектора в течение длительного времени характерен высокий уровень краткосрочного долга, преимущественно за счет кредитов от российских банков.
Эти два фактора являются ключевыми с точки зрения анализа финансового положения энергетических компаний. Третьим ключевым фактором выступает необходимость перевооружения основных фондов, и как следствие — большие потребности в инвестиционных ресурсах.
С началом финансового кризиса и сокращением объемов банковского кредитования в России риск рефинансирования для энергетических компаний существенно повысился. Большинство энергетических компаний находится полностью в частной собственности и не имеет прямой поддержки со стороны государства. Тем не менее за счет статуса сектора как стратегически значимого энергетические компании смогли получить определенные государственные гарантии и таким образом частично решить вопросы финансирования.
По оценке рейтингового агентства Fitch, по мере стабилизации ситуации в экономике банковский долг энергетических компаний стал удлиняться: во второй половине 2009 г. компании начали активнее привлекать среднесрочные кредиты. По мнению агентства, в ближайшей перспективе должно продолжиться увеличение сроков заимствований российских энергетических компаний, хотя структура долга все равно останется более «короткой» по сравнению с нефтегазодобывающим сектором. Стоимость заимствований имеет тенденцию к снижению.
Позитивным регулятивным фактором является то, что либерализация рынка практически не отстает от намеченного графика. Согласно этому графику доля электроэнергии, продаваемая на конкурентном оптовом рынке, будет повышаться каждые полгода с тем, чтобы достичь окончательной либерализации к 2011 г. (рис. 4).
Электроэнергия, отпущенная по свободным ценам для всех потребителей, кроме населения, подорожала в 2010 г на 20,3 % (в 2009 г — на 8,9 %). При этом доля свободного рынка, по оценке Минэкономразвития России, составила в среднем за год свыше 60 %. По крайней мере в первые полтора года работы конкурентного оптового рынка оптовые цены на электроэнергию превышали уровень регулируемых тарифов и играли важную положительную роль в доходах и показателях операционной маржи у энергетических компаний.
Восстановление спроса на электроэнергию способствовало росту операционной маржи и улучшению ликвидной позиции компаний. Однако, по мнению экспертов, рост маржи за счет более высоких цен на электроэнергию может оказаться под давлением в случае значительного увеличения цен на топливо.
Развитие рынка мощности является позитивным фактором, способствующим стабилизации выручки компаний, генерирующих электроэнергию. В то же время положительное влияние будет неодинаковым для разных энергетических компаний: начнет проявляться тенденция, когда более эффективные предприятия, имеющие более низкие предельные издержки, станут выигрывать аукционы по мощности. Как следствие, кредитоспособность российских энергетических компаний начнет расходиться в зависимости от их доступа к относительно стабильным платежам за мощность.
По мнению агентства Fitch, на ранней стадии развития рынка платежи за мощность обеспечат повышение доходов энергетических компаний, однако этого пока недостаточно для реализации
Январь 2007 Июль 2007 Январь 2008 Июль 2008 Январь 2009 Июль 2009 Январь 2010 Июль 2010 Январь 2011 Ш Регулируемый сегмент ■ Нерегулируемый сегмент
Рис. 4. График либерализации оптового рынка в 2007—2010гг.,%
масштабных проектов перевооружения. Идея либерализации рынка как раз и заключается в том, чтобы дать возможность энергетическим компаниям самим финансировать инвестиционные проекты, не отвлекая значительных ресурсов государства. Однако в настоящее время на рынке заключаются только краткосрочные контракты (на один год). Энергетические компании считают, что такие контракты не могут служить основой для обеспечения инвестиционной отдачи по новым проектам.
Крупные инвестиции, необходимые для российского сектора электроэнергетики, являются критическими для поддержания долгосрочного экономического роста. С учетом очень низкого запаса резервной мощности в России и явного дефицита электроэнергии в некоторых регионах отсутствие необходимых инвестиций приведет к необоснованному росту цен — в условиях свободного рынка это просто неизбежно. До 2030 г. в электроэнергетику необходимо вложить до 24 трлн руб., из которых около 25 % придется на теплоэнергетику (4,7—6,8 трлн руб.).
Основные энергетические мощности вводились в 1950—1960-е гг. Пик ввода пришелся на 1959—1988 гг. В этот период было введено 75,5 % всей установленной мощности современных ОГК и ТГК. За последние 20 лет введено не более 15 % действующих мощностей.
Высокая степень изношенности основного оборудования ТЭС приводит к снижению его эффективности: КПД ТЭС в России составляет 36,6 %, а в развитых странах — 39—41,5 %, технические параметры пара российских ТЭС, включая давление и температуру, также уступают аналогичным показателям в мире. На фоне высокого износа оборудования растет энергопотребление, увеличивается нагрузка, что приводит к росту аварийных ситуаций.
Заключение. Крупнейшие компании ТЭК входят в число приоритетных заемщиков коммерческих банков, для которых вопрос управления экономическим капиталом имеет первостепенное значение. В связи с этим возникает необходимость в построении комплексной оценки кредитоспособности заемщика, включающей анализ бизнес-рисков, финансовых рисков и рисков, непосредственно связанных с реализацией кредитной сделки.
В качестве методологической основы анализа кредитоспособности компаний ТЭК используются подходы крупнейших рейтинговых агентств — Standard & Poor's, Moody's и Fitch Ratings. Энерге-
тический рынок принято разбивать на этапы (стадии) создания стоимости. Автором топливно-энергетический комплекс рассматривался в разрезе двух укрупненных секторов: сектор нефтегазодобычи и сектор выработки электроэнергии.
В ходе анализа был выявлен ряд ключевых факторов, определяющих финансовое положение компаний ТЭК. К их числу необходимо отнести:
— стратегическую поддержку со стороны государства;
— доступ к кредитным ресурсам (в первую очередь долгосрочным);
— налоговый режим;
— динамику валютного курса;
— цены на энергоносители как на внутреннем, так и на внешнем рынках.
Большую роль в повышении спроса на кредитные ресурсы со стороны крупнейших компаний ТЭК играет необходимость реализации масштабных инвестиционных программ. Этот фактор особенно проявляется в электроэнергетике, где высокая степень изношенности основного оборудования ТЭС приводит к снижению его эффективности и повышению аварийности.
Список литературы
1. Высокая рентабельность должна нейтрализовать значительные потребности в капитальных расходах российских нефтяных компаний. Standard and Poor's. Июнь 2010 г.
2. Исследование информационной прозрачности компаний электроэнергетического сектора, Standard and Poor's. Декабрь 2009 г.
3. Как снижение спотовых цен отразится на рейтингах ОАО «Газпром» и российских независимых производителей газа. Standard and Poor's. Июнь 2010 г.
4. НК «Роснефть» — кредитный рейтинг». Standard and Poor's. Июнь 2008 г.
5. Обзор российской энергетической отрасли. Fitch Ratings. Апрель 2008 г.
6. ОАО «ТГК-2», кредитный анализ. Fitch Ratings. Февраль 2010 г.
7. ОАО «Роснефть», пресс-релизы по эмитенту. Fitch Ratings 2008—2010 гг.
8. ОАО «Газпром», пресс-релизы по эмитенту. Fitch Ratings 2008—2010 гг.
9. ОАО «Лукойл», пресс-релизы по эмитенту. Fitch Ratings 2008—2010 гг.
10. ОАО «РусГидро», пресс-релизы по эмитенту. Fitch Ratings 2008—2010 гг.
11. ОАО «ТНК-BP», пресс-релизы по эмитенту. Fitch Ratings 2008—2010 гг.
12. ОАО «Газпром нефть» — кредитный рейтинг», Standard and Poor's. Январь 2008 г.
13. ОАО «Газпром нефть» — краткое обоснование кредитного рейтинга. Standard and Poor's. Декабрь 2010 г.
14. ОАО «Газпром» — кредитный рейтинг. Standard and Poor's. Сентябрь 2010 г.
15. ОАО «Газпром» — кредитный рейтинг. Standard and Poor's. Январь 2010 г.
16. ОАО «Газпром» — краткое обоснование кредитного рейтинга. Standard and Poor's. Август
2010 г.
17. ОАО «ЛУКОЙЛ» — кредитный рейтинг. Standard and Poor's. Июнь 2008 г.
18. ОАО «ЛУКОЙЛ» — краткое обоснование кредитного рейтинга. Standard and Poor's. Ноябрь
2011 г.
19. ОАО «Нефтяная компания «Роснефть» — краткое обоснование кредитного рейтинга, Standard and Poor's. Март 2011.
20. ОАО «НОВАТЭК» — краткое обоснование кредитного рейтинга. Standard and Poor's. Ноябрь 2010 г.
21. ОАО «РусГидро» — краткое обоснование кредитного рейтинга. Standard and Poor's. Декабрь
2009 г.
22. Прогноз по российскому сектору энергетики на 2010 год. Fitch Ratings. Декабрь 2009 г.
23. Развитие ситуации в секторе производства электроэнергии в России в 2008 г. Fitch Ratings. Апрель 2008 г.
24. Рейтингование корпоративных эмитентов (глобальная методология). Fitch Ratings. Август
2010 г.
25. Российские нефтегазовые компании: сокращение денежного потока лишь частично компенсируется снижением курса рубля и смягчением налогового режима. Standard and Poor's. Март 2009 г.
26. ТНК-ВР — краткое обоснование кредитного рейтинга. Standard and Poor's. Декабрь 2009 г.
27. Basel Committee on Banking Supervision, International Convergence of Capital Measurement and Capital Standards. 2006.
28. Basel Committee on Banking Supervision. Basel III: A global regulatory framework for more resilient banks and banking systems. 2006.
29. Global Association of Risk Professionals. URL: http://www.garp.com.
