CC BY
26
У ДК 338.001.36
А. А. Корнилов
Новосибирский государственный университет ул. Пирогова, 2, Новосибирск, 630090, Россия
ОАО «Альфа Банк» пр. Акад. Сахарова, 12, Москва, 107078, Россия E-mail: akornilov@alfabank.ru
ВЛИЯНИЕ РЕФОРМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА СТОИМОСТЬ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ: МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЙ АСПЕКТ
Статья посвящена оценке влияния реформы электроэнергетики в России на стоимость компаний отрасли. При этом делается акцент на рассмотрении проблемы с точки зрения методологии оценки стоимости компаний. С этой целью в статье противопоставляются две модели оценки стоимости: в случае реформы и без таковой, а также приводятся обобщенные результаты их сравнительного анализа.
Ключевые слова: реформа электроэнергетики, стоимость компаний, оценка стоимости.
Российская электроэнергетика является важной составной частью отечественного топливно-энергетического комплекса (ТЭК), который, как известно, всегда занимал одно из важнейших мест в экономике России. За годы реформ роль ТЭК в отечественной экономике только возросла. Это объясняется тем, что темпы спада производства в других отраслях промышленности были существенно выше, чем в ТЭК. Сегодня ТЭК производит более четверти промышленной продукции России, оказывает существенное влияние на формирование бюджета страны, обеспечивает почти половину валютных поступлений государства.
Ключевой особенностью российского электроэнергетического сектора является то, что он подвергся, пожалуй, самым масштабным реформенным преобразованиям в России за последние несколько лет. Начатая еще в 1998 г., реформа электроэнергетики сегодня идет полным ходом, захватив все сферы функционирования отрасли, и уже вошла в свой финальный цикл. На протяжении всего реформирования российской электроэнергетики и трансформации сложившихся институтов задавались вопросы и велись активные дебаты относительно необходимости проведения реформы, а также ее перспектив и последствий. Начиная с 2003 г., с момента принятия правительством законов о реформе отрасли, споры активизировались. Обострившаяся проблема дефицита мощности и вынужденный ввод ограничений энергопотребления в ряде наиболее проблемных регионов зимой 2006 г. обнажили все итоги недоинвестирования в отрасль. Правительство объявляет новый курс в направлении решения проблемы привлечения инвестиций в сектор электроэнергетики, который уже со всей очевидностью является на тот момент «узким местом» развития экономики и тормозит экономический рост. Вопрос о том, нужна ли нам реформа энергетики, звучит все реже, ибо на первое место уже встает вопрос что делать, чтобы избежать дефицита электроэнергии и решить проблему на многие годы вперед.
В то же время необходимо констатировать, что, несмотря на активную фазу реформирования электроэнергетики в России, ощущается явный дефицит как литературы, так и научных публикаций, посвященных экономической стороне этого процесса. Более того, серьезный пробел наблюдается сегодня в существовании каких-либо количественных оценок возможных последствий и эффектов реформирования этой важнейшей отрасли экономики. Проведенный анализ научных публикаций показывает, что практически не существует на сегодняшний день каких-либо оценок, проведенных независимыми и соответственно незаинтересованными экспертами, относительно развития рынка электроэнергии, возможного уровня
ISSN 1818-7862. Вестник НГУ. Серия: Социально-экономические науки. 2008. Том 8, выпуск 2 © А. А. Корнилов, 2008
цен, будущего баланса спроса и предложения, энергопотребления и энергосбережения, топливного баланса тепловых электростанций, баланса мощности и пр. Идеологи реформы предпочитают лишь оглядываться на опыт других стран мира, уже преуспевших в реформировании своего энергокомплекса. В то время как совершенно очевидно, что реформа энергетики, уже близкая к стадии своего завершения, повлечет серьезнейшие изменения во всех вышеперечисленных вопросах. В России уже создан и активно развивается сложнейший институт рынка электроэнергии (так называемый НОРЭМ), не имеющий по своим масштабам аналогов ни в одной стране мира. Учитывая высочайшую значимость и роль электроэнергетики в экономике России, где ТЭК был, есть и еще долго будет ключевым и центральным звеном, глубокий анализ и научный подход в отношении возможных последствий реформы электроэнергетики просто необходимы.
Не представляется удивительным поэтому, что отсутствуют какие-либо исследования в вопросах влияния энергореформы на стоимость предприятий отрасли. В то же время, если взглянуть только на один генерирующий бизнес, то его рыночная капитализация выросла в 12 (!) раз с момента начала реформы в начале 2003 г.: средняя рыночная оценка 1 кВт мощности электростанций выросла с 50 долл./кВт в конце 2002 г. до 600 долл./кВт на сегодняшний день. В остальных сегментах отрасли (распределительные сети, магистральные сети, сбытовой сегмент) картина не сильно отличается. Есть ли за таким ростом фундаментальная подоплека или же он продиктован исключительно спекулятивными причинами на фоне общей эйфории в отношении развивающихся рынков, включая Россию? Иными словами, действительно ли реформа меняет коренным образом стоимость энергокомпаний, или такой рост капитализации представляет собой банальный «пузырь», который в конечном счете должен лопнуть, снизив стоимость энергокомпаний до их адекватного, «справедливого», уровня?
Исследованию этой актуальной проблемы посвящена научная диссертация автора данной статьи на соискание степени кандидата экономических наук, а именно анализу влияния реформы электроэнергетики на стоимость энергокомпаний. Основная идея проводимого научного исследования состоит в сравнении оценки стоимости энергокомпаний в случае, если бы реформа не проводилась и отрасль функционировала бы согласно прежним принципам, и оценки компании в условиях проводимой реформы согласно всем ее канонам. В данной статье представлено краткое описание разработанных и используемых автором моделей оценки стоимости энергокомпаний в двух антагонистичных случаях: без реформирования отрасли и в случае ее реформирования.
Оценка стоимости энергокомпании без реформы
В данном разделе представлено подробное описание применяемой модели для оценки стоимости электроэнергетических компаний в случае без реформенных преобразований отрасли, т. е. когда энергокомпании продолжают функционировать в той же регулируемой среде, в какой они находились с момента приватизации электроэнергетики в начале 1990-х гг. Помимо неизменной институциональной среды, подразумевающей государственное регулирование по принципу «издержки плюс», модель также предполагает, что компании функционируют в своем первозданном виде, т. е. сохраняя свою вертикально интегрированную структуру в случае АО-энерго, либо продолжают функционировать как автономные предприятия в случае федеральных АО-станций.
В качестве подхода к оценке стоимости энергетической компании используется DCF-модель, скорректированная с учетом специфики работы электроэнергетической отрасли России и ее вертикально интегрированных предприятий (АО-энерго). Логика применения DCF-модели состоит в том, что именно она позволяет оценить разницу в стоимости компаний, связанную с реформой отрасли, посредством отражения соответствующих изменений в финансовых показателях, отражающихся в итоге на свободных денежных потоках. Очевидно, затратный подход не обладает подобным достоинством, ибо стоимость имущественного комплекса энергокомпаний с точки зрения затрат на строительство аналогичных объектов никоим образом не зависит от изменения принципов ценообразования, реорганизации компаний и т. д. Сравнительный подход также был исключен, ибо найти аналоги для российских вертикально интегрированных АО-энерго, регулируемых по принципу «издержки плюс», практически не представляется возможным. Модели реальных опционов в данном случае
также бессмысленны, ибо они используются для оценки активов, которым свойственна высокая неопределенность относительно будущих денежных потоков. Например, с помощью моделей оценки опционов определяется стоимость патентов, лицензий, т. е. нематериальных активов компании, или производится оценка разрабатываемых месторождений природных ископаемых. С учетом этого применять опционные модели для оценки полностью регулируемых компаний, чьи денежные потоки в большой степени предопределены регулятором, не оправданно.
Модель состоит из трех основных последовательных блоков:
1) производственный;
2) финансовый;
3) блок денежных потоков.
На первом этапе прогнозируются выручка и производственные затраты компании исходя из прогнозов ее производственных показателей. Результаты данного блока модели используются в ее втором блоке. На втором этапе осуществляется прогноз финансовых показателей компании с точки зрения ее основных форм финансовой отчетности - бухгалтерского баланса и отчета о прибылях и убытках. Из полученных прогнозов финансовых показателей вычленяются те показатели, которые необходимы для расчета свободных денежных потоков фирмы. Данный расчет проводится в блоке № 3, который является итоговым. Конечным результатом всей модели является оценка «справедливой», или «внутренней», стоимости акционерного капитала компании или ее капитализации.
В модели рассматривается абстрактная энергокомпания, которая занимается производством и доставкой электрической и тепловой энергии. В данном контексте не различается, является она АО-станцией или АО-энерго. АО-станция отличается от АО-энерго тремя основными моментами: во-первых, как правило, федеральные станции практически не вырабатывают тепловую энергию, функционируя преимущественно в конденсационном цикле; во-вторых, всю электроэнергию они реализуют на оптовом рынке; в-третьих, для них не характерны некоторые денежные потоки, которые являются неотъемлемой частью работы АО-энерго.
Кратко опишем модель начиная с последнего, итогового, блока. Существует две разновидности DCF-моделей. Первая разновидность - модель FCFE (free cash flow to equity), в которой рассчитываются и приводятся к текущему моменту денежные потоки, приходящиеся на собственный капитал фирмы, т. е. на ее акционеров. Затем эти денежные потоки суммируются и полученная сумма является справедливой стоимостью акционерного капитала. Альтернативой модели FCFE является модель FCFF (free cash flow to firm), в которой в отличие от FCFE рассчитываются и приводятся к текущему моменту денежные потоки, приходящиеся на фирму в целом, т. е. и на акционеров, и на кредиторов. Затем эти потоки также суммируются, но, для того чтобы рассчитать справедливую стоимость акционерного капитала, из полученной суммы необходимо вычесть величины чистого долга компании на последнюю отчетную дату, поскольку эти денежные потоки приходятся не только на акционеров компании, но и на ее кредиторов. Целесообразно для оценки капитализации компаний российской электроэнергетики использовать модель FCFF. Удобство ее применения обусловлено меньшими требованиями к информационной прозрачности, которыми российские энергокомпании похвастать явно не могут даже сегодня, когда уделяется гораздо больше внимания качеству корпоративного управления и прозрачности целевых компаний в рамках размещений их дополнительных акций. Конкретно, модель FCFE требует информации о планируемых займах компании и хотя бы ориентировочные графики их погашения, что в отношении АО-энерго получить не представляется возможным, базируясь на их отчетности до разделения по видам деятельности.
Итак, как же рассчитывается денежный поток в модели FCFF? Основные его компоненты следующие:
FCFF, = EBITt • (1 - tax() + Dt - Capex( - Д WCt, где EBITt - операционная прибыль компании года t, или EBIT (earnings before interest and taxes); taxt - ставка налога на прибыль года t; Dt - амортизация года t; Capext - капитальные затраты года t; ДWCt - изменение рабочего капитала года t.
Операционная прибыль рассчитывается следующим образом:
ЕБ1Т = (1 - св( - ас( + о1( - ов() • - ТС(,
где 0 < св( < 1,0 < ас( < 1 - доля коммерческих и административных расходов соответственно в выручке года V, 0 < ог( < 1 и 0 < ов( < 1 - доли прочих операционных доходов и расходов в выручке года I; Ба1е8г - выручка года I; ТС( - совокупные операционные издержки. В свою очередь динамика выручки задается следующим рекуррентным уравнением:
8а1е^ = -1— (а(а(8ЕР(-! • ЕТМ + РД8ИР(-! • НТ^),
1 - —
где БЕРг-1 - полезный отпуск электроэнергии в году t - 1; ЕТ и НТ - средние тарифы на электро- и теплоэнергию в году t, а > 0 и Ъ > 0 - их годовые темпы роста соответственно; ЗНРМ - полезный отпуск тепла в году t - 1, аt > 0 и Pt > 0 - темпы роста полезного отпуска электроэнергии и тепла соответственно; 0<—t < 1 - доля прочей продукции в совокупной выручке в стоимостном выражении.
Динамика совокупных операционных издержек задается также рекуррентным уравнением:
ТСt = ш,МС-х + ^ (1 + ^ )SCt-1 + + о.ОС^, (1)
где МС(-1 - материальные затраты предыдущего года; SCt-1 - затраты на оплату труда; STCt-1 - отчисления на соцстрахование; ОС(-1 - прочие затраты; ГА-1 - балансовая стоимость основных средств на конец предыдущего года; 0 < ^ < 1 - норма амортизации энергокомпании в году Р; 0 < stt < 1 - ставка единого социального налога (ЕСН) в году ^
> 0, st > 0, о( > 0 - годовые темпы роста материальных затрат, оплаты труда и прочих затрат соответственно.
Динамика стоимости основных средств определяется следующим образом. Введем еще один не менее важный показатель - капитальные затраты года t или Capext. Капитальные затраты подразумевают инвестиции компании в основной капитал. Компании (и электроэнергетические в том числе) финансируют свою инвестиционную программу за счет амортизационных отчислений, за счет прибыли и за счет заемных средств (если возникает такая необходимость). Как правило, динамика Capext очень тесно привязана к динамике выручки компании, следовательно, разумно задать динамику Capext от величины Sa1est:
Сарех( = capt • Sa1est, где 0 < capt < 1 - как и прежде доля Capext в выручке года t. Тогда динамика основных средств задается следующим образом:
ГА = Щ-1 + Capext - Д,
где ^ - уже введенная ранее величина амортизационных отчислений года t. Подставив определение амортизации из уравнения (1), получаем:
ГА = (1 - ё)-1 + Capext. (2)
Таким образом, в модели сделано предположение, что капитальные вложения в году t в течение года осваиваются так, что к концу года их стоимость относится на счет 01 «Основные средства» согласно Плану счетов и списывается со счета 08 «Вложения во внеоборотные активы» бухгалтерской проводкой Д01 «Основные средства» - К08 «Вложения во внеоборотные активы». При этом стоимость этих введенных основных средств за счет капвложений начинает амортизироваться только со следующего года. Такое упрощающее предположение позволяет задать динамику основных средств в течение прогнозного периода, поскольку точный график ввода основных средств компании в эксплуатацию, как правило, не является публичной информацией. Плюс ко всему, под «основными средствами» в данной модели подразумеваются не только собственно основные средства в эксплуатации, но и незавершен-
ное строительство. Таким образом, формула (2) позволяет отражать динамику основных средств вполне корректно.
Рабочий капитал WCt представляет собой разницу между оборотными активами компании года t и ее краткосрочными обязательствами, т. е. показывает, какая часть оборотного капитала компании финансируется за счет собственных средств, а не заемных:
WCt = CA - SFt - Casht - (CLt - STNt). Соответственно изменение рабочего капитала представляет собой разницу между величиной рабочего капитала года t и года t - 1 и является важной компонентой денежного потока компании от операционной деятельности:
A WCt = WCt - WCt-i.
Моделирование динамики текущих активов и обязательств осуществляется покомпонентно:
CAt = SFt + Casht + STIt + LTARt + STAR + Invt + VATt + OCAt =
= SFt + (ct + stt + lart + dart + ocat) • Salest + (1 + vatt)• TCt, ( )
365 365
где SFt - «избыток ликвидности» на конец года t; Casht и STIt - денежные средства и краткосрочные финансовые вложения компании соответственно на конец года t; LTARt и STAR - соответственно долгосрочная и краткосрочная дебиторская задолженность на конец года t; Invt - материальные запаса на конец года t; VATt - НДС; OCAt - прочие оборотные
активы. Как видно из формулы (3), большинство компонент текущих активов привязано к динамике выручки, что выглядит вполне логично, ибо величина этих статей баланса напрямую связана с масштабами бизнеса той или иной компании, отражаемыми выручкой. Так, 0 < ct < 1 и 0 < stt < 1 - доли Casht и STIt в выручке года t; 0 < lart < 1 - доля LTARt в
выручке года t; dart =-- • 365 - коэффициент оборачиваемости краткосрочной дебитор-
Salest
ской задолженности; 0 < ocat < 1 - доля OCAt в выручке года t; dit-1 = ^nV'-1 • 365 - коэф-
TCt-1
фициент оборачиваемости запасов; 0 < vatt < 1 - эффективная ставка НДС.
«Избыток ликвидности» SFt представляет собой искусственно вводимую компоненту для
уравнивания правой и левой частей прогнозного бухгалтерского баланса. Для этого используется специально применяемый автором итеративный механизм «балансировки», подробное рассмотрение которого выходит за рамки данной статьи.
Аналогично, зададим динамику краткосрочных обязательств компании:
CLt = STNt + APt + RDt + IFPt + Re st + OCLt,
где STNt - краткосрочные займы и кредиты на конец года t, которые в модели условно полагаются равными в течение прогнозного периода, т. е. STNt = STNt+1 = ...; APt - кредиторская задолженность на конец года t, динамика которой задается по аналогии с запасами,
AP
т. е. через коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности apt-1 =—— • 365;
TCt-1
RDt - нераспределенные дивиденды, или задолженность учредителям по выплате доходов; IFPt - доходы будущих периодов, которые также «привязаны» к выручке; Re st - резервы предстоящих расходов; OCLt - прочие краткосрочные обязательства, также «привязанные» к выручке.
Другим не менее важным параметром модели FCFF является ставка дисконтирования, по которой денежные потоки приводятся к текущему моменту. В модели FCFF в качестве ставки дисконтирования используется средневзвешенная стоимость капитала или WACC
(weighted average cost of capital), которая представляет собой среднеарифметическое взвешенное стоимости собственного капитала (cost of equity) и стоимости заемных средств (cost of debt). В качестве весов используются доли стоимости собственного капитала и долга в их совокупной стоимости. Итак:
Equity t LTDt
WACCt =-. ' Jt--cet +
Equity t + LTDt Equityt + LTDt где Equityt - балансовая величина собственная капитала, соответствующая разделу 3 баланса по РСБУ; LTDt - долгосрочный долг, а cet и it - соответственно стоимость собственного
капитала и заемных средств в году t.
Стоимость собственного капитала (cost of equity) определяется согласно всем известной модели CAPM:
cet = Rf +Р-(Rm -Rf ),
f
где под Rt понимается доходность по безрисковому финансовому инструменту (так называемая безрисковая процентная ставка, или risk free rate), измеряемая в процентах годовых; Rm - доходность фондового рынка в целом, в качестве которой используется доходность какого-либо фондового индекса. Разницу между безрисковой ставкой и рыночной доходностью Rm - R называют также премией за риск (risk premium); в - это так называемый бета-коэффициент, который отражает чувствительность той или иной ценной бумаги к динамике рынка в целом, иначе говоря, бета-коэффициент отражает зависимость между доходностью ценной бумаги и доходности рыночного портфеля, т. е. портфеля, состоящего из всех ценных бумаг, обращающихся на рынке. Иными словами, бета-коэффициент представляет собой меру рыночного риска. Коэффициент бета определяется как коэффициент при независимой переменной в уравнении регрессии доходности ценной бумаги на доходность рынка в целом. Таким образом, бета-коэффициент можно рассчитать следующим образом:
cov( R, Rm )
Р = -
а2
m
где R - доходность i-й ценной бумаги или финансового актива.
Итак, чтобы получить полную стоимость фирмы, необходимо рассчитать так называемую постпрогнозную, или терминальную, стоимость (terminal value) TV. Дело в том, что при построении прогнозов в нашей модели и расчете FCFFt мы охватываем только ограниченный прогнозируемый период, в то время как работа компании в постпрогнозном периоде остается «за бортом». Предположим, что прогнозный период в нашей модели ограничен t = N. Соответственно до этого периода включительно мы прогнозируем денежные потоки компании, а уже начиная с момента t = N + 1 начинается постпрогнозный, или терминальный, период, в котором компания продолжает работать, однако адекватно спрогнозировать генерируемые ей денежные потоки уже невозможно. Оценить суммарные денежные потоки компании в постпрогнозном периоде, которые и представлены величиной TV, можно с помощью известной модели Гордона. Тогда расчет TV осуществляется по следующей формуле:
TV =
FCFFW • (1 + g)
WACCn-g
где g - это так называемый темп роста терминальной стоимости (terminal growth rate). Иначе говоря, это среднегодовой темп роста денежных потоков компании в постпрогнозном периоде.
Итак, рассчитав TV, мы можем рассчитать стоимость компании на основе денежных потоков, которые она способна генерировать в будущем:
Value of firm = ^ FCFFt , T
1 П (1 + WACC() (1 + WACC")N
i=1
После вычета из этой величины стоимости чистого долга компании (суммарный долгосрочный долг минус денежные средства и их эквиваленты), получаем стоимость собственного капитала компании или оценку ее капитализации.
Оценка стоимости энергокомпании в случае реформы отрасли
Анализ опыта реформирования электроэнергетики в разных странах мира, имевшего место в различные периоды, в основном начиная с конца 1980-х гг., показывает, что данный процесс включает в себя два ключевых элемента, которые неизбежно присутствовали в любой стране: либерализация рынка электроэнергии и реорганизация. Первый элемент не должен вызывать вопросов, ибо подразумевает в конечном счете уход от регулируемых цен на электроэнергию к свободному энергорынку (как минимум на уровне оптовых цен). Второй элемент, не менее важный, подразумевает разделение вертикально интегрированных субъектов отрасли на монопольную и конкурентную составляющие, или, иными словами, производство электроэнергии и сбыт отделяются от сетевого бизнеса, включающего транспорт и распределение электроэнергии.
Реформа электроэнергетики в России проходит по аналогичному сценарию. За последние несколько лет на отечественном рынке электроэнергии произошел ряд знаменательных событий. В частности, была запущена новая модель оптового рынка электроэнергии (мощности), НОРЭМ, которая фактически положила старт либерализации рынка электроэнергии. В настоящее время оптовый рынок электроэнергии представлен тремя субрынками: РДД (рынок регулируемых долгосрочных договоров), РСВ (рынок «на сутки вперед»), БР (балансирующий рынок). При этом два последних субрынка являются полностью нерегулируемыми, конкурентными. В настоящий момент уже около 20 % от общего объема торгов электроэнергией на оптовом рынке продается по нерегулируемым ценам (согласно февральским данным НП «АТС», в первой ценовой зоне куплено 18,6 % по свободным ценам от общего объема покупки, во второй ценовой зоне - 16,8 %). Согласно планам правительства, заявленным в декабре 2006 г. и законодательно утвержденным в 2007 г., либерализация рынка электроэнергии в России должна завершиться к 2011 г. В то же время активно обсуждается запуск рынка мощности, который должен состояться уже в этом году.
Реорганизация в российском контексте в свою очередь подразумевает разделение вертикально интегрированных АО-энерго по видам бизнеса, а также укрупнение автономных федеральных электростанций и выделенных из АО-энерго более мелких региональных генерирующих компаний, магистральных и распределительных сетевых компаний в более крупные институциональные единицы по горизонтальному признаку - ОГК, ТГК, Гидро-ОГК, МРСК, ФСК и пр.
Опишем методологию оценки энергокомпаний в случае реформирования отрасли в соответствии с ее основными принципами, которые априори являются известными. Исходя из упомянутой выше реорганизации, оценивать стоимость АО-энерго нецелесообразно, поскольку компания разделилась по видам бизнеса в результате реформы. В связи с этим единственным возможным вариантом является оценка стоимости электроэнергетического бизнеса методом суммы составных частей ^ит-о^Ье-раГз), т. е. необходимо отдельно оценивать генерирующий бизнес, отдельно транспортный (магистральные сети), распределительный, те-плосетевой, сбытовой и т. д. Для того чтобы сравнить капитализацию вертикально интегрированной энергокомпании в случаях без реформы и с реформой, достаточно во втором случае сложить полученные оценки капитализации генерирующей составляющей АО-энерго, а также ее транспортной, распределительной и сбытовой составляющих. Тем самым можно будет оценить количественно влияние реформы отрасли на капитализацию энергокомпаний. Что касается АО-станций, то здесь задача даже упрощается, учитывая, что все они являются сегодня составляющими ОГК и Гидро-ОГК. Ниже приведем описание подходов к оценке различных видов бизнеса: генерации, распределительных сетей, магистральных сетей, сбытового сегмента.
Общая логика методологического подхода к оценке стоимости различных направлений бизнеса в рамках бывших АО-энерго в результате реформы отрасли представлена в табл. 1.
Таблица 1
Методология оценки стоимости направлений бизнеса АО-энерго
Вид сегмента АО-энерго Направление Целевые компании Методология оценки Примечания
Генерирующий бизнес Производство электро-и теплоэнергии ОГК, ТГК, Гидро-ОГК Модель БСБ Прогноз цен на электроэнергию - модель оптового рынка электроэнергии
Распредсетевой бизнес Распределение электроэнергии («последняя миля») МРСК и МРСК-холдинг Сравнительный подход Коэффициенты БУ/Полезный отпуск и БУ/Протяженность линий для зарубежных компаний-аналогов с развивающихся рынков
Магистральный сетевой бизнес Транспорт электроэнергии (ЕНЭС) ФСК Сравнительный подход Коэффициенты БУ/Полезный отпуск и БУ/Протяженность линий для зарубежных компаний-аналогов с развивающихся рынков
Сбытовой бизнес Розничные продажи электроэнергии Сравнительный подход Коэффициенты БУ/Полезный отпуск и БУ/Абонент на основе сделок по продаже пакетов РАО «ЕЭС» в сбытовых компаниях
Оценка генерирующего бизнеса. Первое, что следует отметить - генерация является конкурентным (нерегулируемым) видом бизнеса. В связи с этим целесообразно оценивать стоимость генерирующих активов на основе тех дисконтированных денежных потоков, которые потенциально может принести тот или иной генерирующий актив. Это, кроме того, даст возможность количественно оценить влияние либерализации цен на электроэнергию на денежные потоки генерирующих компаний. Иначе говоря, для оценки стоимости генерации используется БСБ-модель.
Для оценки денежного потока необходимо спрогнозировать две составляющие: доходную и затратную, а также капитальные затраты, амортизацию и изменения рабочего капитала. Сначала опишем методику определения доходной части.
Для прогнозирования доходов генерирующего актива необходимы два фактора: объем реализуемой электроэнергии на рынке и цена, по которой эта электроэнергия реализована.
При оценке стоимости генерирующего бизнеса мы будем разбивать прогнозный период на два: до либерализации рынка электроэнергии и после. Первый период подразумевает постепенное расширение конкурентного сегмента российского оптового рынка электроэнергии посредством механизма двухсторонних регулируемых договоров. Суть двухпериодного подхода к моделированию рынка электроэнергии представлена на следующем рис. 1.
Для оценки денежных потоков электростанций автором разработана своя модель рынка электроэнергии на ежегодной основе вплоть до 2020 г., которая имитирует функционирование генерирующих компаний при свободном ценообразовании. При прочих равных условиях такой подход лучше всего отражает условия конкурентного рынка электроэнергии и его влияние на денежные потоки генераторов в отличие от других оценочных подходов, таких как, например, стоимость замещения.
Прогнозирование цен на электроэнергию на свободном рынке основывается автором на информации о технических параметрах каждой электростанции, присутствующей на рынке (более 500), ее производственных затратах, а также на прогнозе потребления электроэнергии в рамках каждой рассматриваемой энергозоны.
Период до либерализации
Регулируемые двухсторонние договоры
Конкурентный сектор рынка
Период после либерализации
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 ...
Рис. 1. Двухпериодный подход к оценке генерирующих активов
В рамках диссертации автором была разработана постанционная модель рынка электроэнергии, включающая построение краткосрочных кривых предложения (так называемые merit orders), кривых спроса на электроэнергию. Данная модель служит адекватным базисом для прогноза цен на электроэнергию на рынке НОРЭМ, т. е. цены на электроэнергию, которая не включает в себя долгосрочную компоненту - плату за мощность. Специфика современной модели российского рынка электроэнергии такова, что она подразумевает двухком-понентность цены на электроэнергию на оптовом рынке: собственно цена на электроэнергию на рынке НОРЭМ, которая покрывает только переменные затраты генераторов, и плата за мощность, призванная покрывать постоянные затраты электростанций, а также окупать стоимость капитала в случае новой станции. Иными словами сумма цены на электроэнергию и платы за мощность, или совокупная цена на электроэнергию, должна априори покрывать издержки входа в отрасль.
Ниже приводится краткое описание моделирования рынка электроэнергии.
Единая энергосистема России состоит из семи объединенных энергосистем (ОЭС): ОЭС Центра, Северо-запада, Северного Кавказа, Средней Волги, Урала, Сибири, Дальнего Востока. Часть из них интегрированы в единую энергосистему с помощью развитой сетевой ин-фрастуктуры, в то время как некоторые, например ОЭС Дальнего Востока, относительно изолированы от соседних ОЭС. Во избежание необходимости учитывать все перетоки электроэнергии между соседними ОЭС (что является чрезвычайно сложной задачей, учитывая отсутствие сводной информации о межсистемных перетоках) и излишнего усложнения модели энергосистема России была разделена автором на пять основных частей: ОЭС Европы, включающую ОЭС Центра, Северо-запада и Средней Волги (они максимально взаимосвязаны друг с другом, так что имеет смысл рассматривать их как единую энергосистему и, таким образом, игнорировать любые межсистемные перетоки), ОЭС Северного Кавказа, Урала, Сибири, Дальнего Востока.
Данная модель рынка электроэнергии основана на простом принципе ценообразования: цена на электроэнергию на рынке определяется наименее эффективной генерирующей компанией, удовлетворяющей спрос в каждый момент времени (рис. 2).
$/МВтч
50 40
Наименее эффективный генератор,
удовлетворяющий спрос
эд Равновесная цена на электроэнергию ^q _I Платежи за мощность
Прибыль
$/МВтч
50 40
Спрос
Равновесная цена на электроэнергию
ГВт
ГВт
Рис. 2. Ценообразование на конкурентном рынке электроэнергии
Вертикальные колонки на диаграмме соответствуют переменным издержкам каждой электростанции, так что разница между переменными издержками и равновесной ценой на электроэнергию и составляет ту маржу, которую зарабатывает генератор, т. е. наиболее эффективная генерирующая компания (с самыми низкими переменными издержками) может потенциально заработать самую высокую маржу. Однако равновесная цена является лишь частью общей цены рынка электроэнергии, в то время как другая часть относится к так называемой плате за мощность, которая необходима для покрытия постоянных издержек электростанций, а также их потребностей в инвестициях.
Нами разработана модель электроэнергии на каждый год, начиная с 2006 г. Блок «Предложение» модели рынка электроэнергии включает почти 400 электростанций в разных ОЭС. Как уже говорилось, модель разбита на пять относительно изолированных ОЭС. Далее следуют технические параметры электростанций, а также цен на топливо, которые использовались при разработке модели «Предложение» в каждой ОЭС:
• установленная мощность каждой электростанции;
• исторический коэффициент использования установленной мощности каждой электростанции;
• уровень расхода условного топлива электростанциями на единицу электроэнергии и тепла (г/кВтч и кг/Гкал);
• историческая выработка тепла электростанцией;
• потери тепла;
• тепловая мощность электростанции;
• структура топливного баланса каждой тепловой электростанции;
• цены на топливо для каждой региональной энергосистемы;
• установленный уровень водного налога для гидроэлектростанций.
Нами создана специальная база данных российских генерирующих активов, включающая вышеприведенную информацию о почти 400 электростанциях, которые рассматриваются в данной модели рынка электроэнергии, т. е. всю необходимую технико-экономическую информацию, достаточную для оценки себестоимости каждой электростанции.
Затраты на топливо - определяющий фактор переменных издержек тепловых электростанций, и в итоге они находят отражение в равновесной цене на электроэнергию. Следовательно, аккуратность в прогнозировании цен на топливо имеет огромное влияние на оценку генерирующих активов.
Российские топливные электростанции работают на трех видах топлива: газ, уголь и мазут. Из-за высокой стоимости последнего он в основном используется в качестве резервного топлива, как правило, во время дефицита поставок основного топлива и запуска оборудования.
Производство тепла - это весьма важная часть денежных потоков генерирующих активов, особенно в случае с теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Эти электростанции используют так называемую технологию комбинированного цикла (или теплофикационного цикла), при котором тепло производится как первичный продукт, а производство электроэнергии напрямую зависит от производства тепловой энергии. Различаются два режима работы тепловых электростанций: конденсационный и теплофикационный. Не вдаваясь в сложные технические детали, обобщенно можно сказать, что в первом случае электростанция производит электроэнергию, в то время как тепло является побочным продуктом. В последнем случае основная деятельность генерирующей компании - производство тепла, а производство электроэнергии зависит от выработки тепла. Этот процесс характеризуется более низким потреблением топлива на каждый произведенный кВтч электроэнергии (т. е. он дешевле и экономичнее), и поэтому такой режим используется на российских региональных ТЭЦ в течение холодного времени года.
Все территориальные генерирующие компании (ТГК), образованные в ходе реформы, в основном включают в себя региональные ТЭЦ, выделенные из соответствующих АО-энерго. Целевой рынок этих компаний - региональный рынок сбыта тепла, так как производство тепла полностью определяет уровень генерации электроэнергии. Теплогенерация инкорпорирована в модель БСБ для каждого генератора, производящего тепло (очевидно, это относится только к тепловым генераторам). С учетом того, что два разных режима работы определяют
топливную эффективность при производстве электроэнергии и, таким образом, имеют сильное влияние на переменные издержки генераторов, очень важно рассчитывать денежные потоки генераторов, принимая во внимание оба режима, т. е. их технические параметры, выраженные в терминах топливной эффективности, а также влиянии каждого режима на денежные потоки генерирующей компании.
Опираясь на доступную информацию за 2006 г. относительно всех электростанций, участвующих в модели рынка электроэнергии, были построены кривые предложения (или merit orders) для каждой из пяти укрупненных ОЭС на период с 2006 по 2020 г.
Спрос на электроэнергию в модели моделируется в привязке к прогнозу ВВП, но с учетом ввода энергосберегающих технологий. В настоящий момент Россия характеризуется крайне высокой энергоемкостью ВВП по сравнению с другими странами, даже странами СНГ. Поэтому динамика потребления электроэнергии в перспективе будет определяться двумя основными взаимоисключающими факторами: общий экономический рост и активное применение энергосберегающих технологий. Избегая подробного описания подхода к моделированию спроса, можно лишь сказать, что динамика спроса подразумевает снижение коэффициента эластичности потребления электроэнергии к росту ВВП, а также снижение электроемкости ВВП. Для прогнозирования динамики российского ВВП автором был использован консенсус-прогноз различных аналитических агентств, а также макроэкономических аналитиков инвестиционных банков. В результате по России среднегеометрический темп роста потребления электроэнергии составил 2,9 % на период 2006-2020 гг. При этом важно также отметить, что модель учитывает региональное различие темпов роста потребления электроэнергии, а именно разницу в ожидаемом экономическом развитии различных регионов, которые в модели рассматривались на уровне ОЭС. Для этого автором использовались прогнозы потребления электроэнергии, опубликованные Министерством промышленности и энергетики РФ для различных энергозон. Несмотря на то что эти прогнозы, по мнению автора, являются слишком оптимистичными, тем не менее они вполне адекватно отражают дифференциацию темпов между различными ОЭС.
При моделировании другой важной компоненты цены на электроэнергию - платы за мощность, автор основывался на той концепции рынка мощности, которая сегодня предлагается РАО «ЕЭС» и профильными министерствами. Не вдаваясь в ее детали, концепция российского рынка мощности подразумевает два варианта оплаты мощности: гарантированный (или тарифный) и свободный. В рамках последнего варианта электростанции сами заключают свободные договоры с потребителями, где фиксируется уровень желаемой платы за мощность. Основываясь на данной концепции, плата за мощность для существующих электростанций прогнозировалась на основе исторической платы, индексируемой с учетом инфляции, поскольку для существующих станций данная плата покрывает лишь их постоянные затраты. Для новых электростанций, массовый ввод которых запланирован с 2009 г. и далее в соответствии с инвестиционными программами ОГК, ТГК и Гидро-ОГК, необходимая плата за мощность рассчитывалась на основе специальных NPV-моделей \ построенных автором для типичных проектов строительства новых станций в зависимости от их типа, площадки для строительства, географического положения, вида топлива, и прочих параметров. На основе NPV-моделей задавался требуемый уровень внутренней нормы доходности проекта (IRR) и далее подбором параметра определялся необходимый уровень платы за мощность, которая и обеспечивает требуемый IRR. Полученная плата за мощность также индексировалась на ожидаемый уровень инфляции.
На основе прогнозов цен на электроэнергию и платы за мощность, стоимость ОГК и ТГК далее рассчитывалась в полном соответствии с моделью оценки, разработанной для АО-энерго и описанной выше. Для этого использовалась существующая финансовая отчетность ОГК и ТГК, а также утвержденная инвестиционная программа каждой компании.
Оценка распределительного сетевого бизнеса. Оценить стоимость распределительных сетей с применением DCF-моделей по аналогии с генерирующим бизнесом трудно в силу неопределенности с дальнейшим тарифообразованием в отношении распределительных сетевых компаний (РСК). В настоящий момент РСК регулируются по методу «издержки плюс»,
1 NPV (net present value) - чистая текущая стоимость.
однако государство уже де-факто одобрило переход к новой схеме тарифообразования в отношении этих компаний, к так называемым тарифам на основе регуляторной базы активов (ЯАВ). Данная схема успешно применяется в различных странах мира и отлично себя зарекомендовала. Тем не менее до сих пор нет ясности, как эта схема будет работать в российских реалиях, поскольку до сих пор отсутствует внятная методология тарифообразования.
В связи с этим автором использовался результат сравнительного анализа для оценки распределительных сетей. Учитывая планируемый переход к тарифам ЯАВ российских РСК, а также существование достаточного количества зарубежных публичных распределительных сетевых компаний, которые в большинстве своем регулируются на основе системы ЯАВ, данный подход вполне оправдан. В качестве сравнительных мультипликаторов были отобраны только два коэффициента: стоимость предприятия / полезный отпуск электроэнергии, измеряемый в долл./МВт-ч и стоимость предприятия / протяженность линий, измеряемый в тыс. долл./км линии. Данные коэффициенты универсальны, поскольку показатели, лежащие в их основе, не искажены различием в регуляторной среде, в которой функционируют российские и зарубежные распределительные сети. Именно по этой же причине автор не использовал в анализе столь популярные в оценке бизнеса финансовые коэффициенты, которые в большинстве своем существенно искажены разницей в тарифном регулировании разных компаний. Текущие значения коэффициентов для зарубежных распредсетевых компаний представлены в табл. 2.
Таблица 2
Сравнительная оценка российских РСК и аналогов на развивающихся рынках *
Показатель EV/Продажи электроэнергии, долл./МВт-ч EV/Протяженность, тыс. долл./км
Среднее российских РСК 40,7 11,4
Средний показатель среди мировых аналогов 108,0 16,2
Премия / дисконт РСК РФ
к аналогам на развивающихся рынках -62 % -29 %
* Источник: Bloomberg, отчеты компаний.
Уровень стоимости зарубежных распредсетей, оцененный как средние значения двух вышеуказанных мультипликаторов, может рассматриваться как некий целевой уровень стоимости, к которому будут стремиться российские распределительные сети по мере утверждения тарифов на распределение электроэнергии в соответствии с методологией RAB.
Оценка магистрального сетевого бизнеса. Другой не менее важной составляющей электроэнергетического бизнеса является передача электроэнергии, ассоциирующаяся с магистральным сетевым комплексом. Для оценки магистрального сетевого бизнеса автор использовал также сравнительный подход, ибо, как и в случае распределительных сетей, будущее тарифного регулирования магистральных сетей по-прежнему остается весьма туманным. Предполагается, что, как и в случае распредсетей, Федеральная сетевая компания (ФСК), которая в конечном счете должна консолидировать все магистральные сети страны, также получит тарифы на передачу электроэнергии, устанавливаемые на основе методологии RAB, однако в настоящий момент адекватно спрогнозировать денежные потоки ФСК не представляется возможным.
По аналогии с распредсетевыми компаниями, для оценки магистральных сетей использовались два коэффициента: стоимость предприятия / полезный отпуск электроэнергии (долл./МВт-ч) и стоимость предприятия / протяженность линий (тыс. долл./км линии). В качестве аналогов ФСК автор использовал несколько публичных национальных сетевых операторов, функционирующих в зарубежных развивающихся странах: Cia De Transmisa, Бразилия; Interconexion Electrica, Колумбия; Transener SA, Аргентина и Transelectrica, Румыния (табл. 3).
Оценка сбытового бизнеса. Сбыт электроэнергии является наименее значимым на сегодняшний день направлением бизнеса в отечественной электроэнергетике с точки зрения его стоимости. Тем не менее этот вид деятельности также важен для адекватной оценки влияния реформы энергетики на стоимость бизнеса.
Таблица 3
Текущие значения коэффициентов для зарубежных национальных сетевых операторов,
чьи акции обращаются на рынке
Оператор Страна Рыночный капитал, млн долл. P/BV 06 EV/км тыс. долл./ км
Cia De Transmisa Бразилия 2 145 1,2 160,5
Interconexion Electrica Колумбия 2 952 0,9 268,9
Transener SA Аргентина 280 0,8 54,7
Transelectica SA Румыния 1 447 2,1 188,9
Среднее по развивающимся рынкам 1,2 168,2
* Источник: Bloomberg, отчеты компаний.
Наряду с тем фактом, что сбыт сам по себе является наименее ясным, с точки зрения его перспектив, видом бизнеса в энергетике, его оценка не вызывает проблем, поскольку РАО «ЕЭС» уже реализовало значительное количество сбытовых компаний на аукционах. Таким образом, существует большое количество сделок, которое дает возможность рассчитать средние стоимостные мультипликаторы для оценки сбытов. Для этого были рассчитаны два коэффициента: капитализация / абонент (долл. за абонента) и капитализация / полезный отпуск электроэнергии (долл./МВт-ч) на основе цен, уплаченных за пакеты РАО «ЕЭС» в соответствующих проданных сбытах (табл. 4).
Таблица 4
Оценка сбытового сегмента АО-энерго
Компания Пакет, % Цена сделки, млн долл. Подразумеваемая стоимость акционерного капитала, млн долл. Капитализация / абонент, долл./абонент Капитализация / полезный отпуск электроэнергии, долл./МВт-ч
Белгородская сбытовая компания 49 36 73 48 10
Вологодская сбытовая компания 49 10 20 16 3
Нижегородская сбытовая компания 49 79 162 47 15
Кузбасская энергетическая сбытовая компания 49 54 111 39 9
Свердловэнергосбыт 49 45 91 21 2
Оренбургэнергосбыт 100 43 43 20 4
Кубанская энергосбытовая компания 49 33 67 12 5
Курганская энергосбытовая компания 49 3 6 7 2
Воронежская энергосбытовая компания 49 12 24 10 4
Тверская энергосбытовая компания 49 22 45 31 11
Карельская энергосбытовая компания 100 14 14 20 2
Липецкая энергосбытовая компания 49 21 42 26 6
Окончание табл. 4
Компания Пакет, % Цена сделки, млн долл. Подразумеваемая стоимость акционерного капитала, млн долл. Капитализация / абонент, долл./абонент Капитализация / полезный отпуск электроэнергии, долл./МВт-ч
Тульская сбытовая компания 49 20 41 42 33
Владимирская энергосбытовая компания 49 12 25 30 4
Бурятэнергосбыт 47 8 18 25 5
Мариэнергосбыт 64 6 10 29 5
Омская энергосбытовая компания 49 13 26 11 4
Томская энергосбытовая компания 52 10 19 12 5
Хакасэнергосбыт 100 9 9 18 1
Удмуртская энергосбытовая компания 49 21 43 36 7
Пермская энергосбытовая компания 49 51 105 34 6
Кировэнергосбыт 48 12 26 32 5
Новгородская энергосбытовая компания 49 5 10 20 4
Среднее 31 8
Оценка сбытового бизнеса с использованием зарубежных аналогов не проводилась, поскольку отсутствуют публичные компании-аналоги, занимающиеся только сбытом электроэнергии.
Заключение
Сравнительный анализ результатов двух моделей показал, что капитализация одних энергокомпаний возрастает под влиянием реформы отрасли, в то время как стоимость акционерного капитала других, наоборот, снижается. В целом же суммарный эффект является положительным: суммарная капитализация энергокомпаний возрастает более чем в два раза вследствие реформирования. При этом главным фактором роста стоимости энергокомпаний является увеличение стоимости генерирующего бизнеса вследствие неизбежного роста цены на электроэнергию. Дополнительным эффектом роста стоимости генерации является увеличение загрузки ряда электростанции, во-первых, из-за прогнозируемого роста спроса на электроэнергию, во-вторых, из-за перераспределения графика нагрузки в пользу более эффективных станций. Таким образом, совокупная капитализация российских энергокомпаний возрастает в результате реформирования, т. е. реформа в целом удовлетворяет локальному критерию собственника - приросту стоимости акционерного капитала (табл. 5).
Влияние реформы электроэнергетики на стоимость энергокомпаний уместно представить следующей итоговой таблицей, сопоставляющей стоимость публичных компаний и их капитализации в случае без реформы и в случае реформирования отрасли:
Таблица 5
Влияние реформы электроэнергетики на стоимость энергокомпаний
Без реформы, млн долл. С реформой, млн долл. Изменение, %
БУ Капитализация БУ Капитализация БУ Капитализация
11150,4 8876,2 20739,3 18310,4 86,0 106,3
В то же время анализ показал, что реформа также приводит к снижению стоимости генерирующего бизнеса ряда АО-энерго в силу заведомо очень низкой эффективности электростанций, что неизбежно приводит к снижению их рентабельности на свободном рынке элек-
троэнергии по сравнению с искусственно поддерживаемым высоким уровнем рентабельности посредством высоких тарифов в условиях регулирования отрасли (в случае без реформы отрасли). Данная проблема не характерна для регулируемых сегментов отрасли, таких как распределительные и магистральные сети, которые в отличие от генерации не сталкиваются с жесткими законами конкуренции, диктуемыми свободным рынком. Переход к новому тарифному регулированию на основе RAB-методологии должна прибавить стоимость сетевому сегменту, благодаря, в первую очередь, росту их экономической эффективности, чего никак нельзя добиться в условиях все еще действующего тарифного регулирования по принципу «затраты плюс».
Материал поступил в редколлегию 19.02.2008
A. A. Kornilov
The Impact of Power Reform on the Value of Power Companies:
Methodological Aspect
The article relates to the analysis of the impact of Russian power reform on value of power companies. This issue is considered in the light of the methodology applicable for such an analysis. For this sake two valuation models for power companies are opposed to each other: the model «with reform» and «without reform» one. The article is also supplemented by the general results the comparative analysis of both models.
Keywords: reform on value of power companies, valuation models.
