Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Инвестиционная компания "Аккорд М"
Департамент корпоративных финансов
(аналитическая группа)
Энергетика России
обзор отрасли
Май 1998 г.
1. Мировая конъюнктура
В конце 1996 г. Европейский Союз принял директиву, которая намечает первый и главный шаг в программе либерализации электроэнергетического сектора. Она включает два основных элемента. Во-первых, обеспечение к февралю 1999 г. условий, при которых все новые мощности по выработке электроэнергии должны быть открыты для свободной конкуренции. Во-вторых, 15 государств-участников должны будут к этой дате определить “избранных потребителей”, на которых приходится чуть более 25% внутренних (для каждой станы) потребностей в электроэнергии. Эти потребители будут свободны в своем выборе, покупать ли им электроэнергию в рамках ЕС у какого-либо производителя электричества или у поставщика, которого они предпочтут.
Эти минимальные 25% будут постепенно возрастать до 28% в 2000 г. и до 33% в 2003 г. Хотя, на первый взгляд, это окончательное число может показаться довольно небольшим, в действительности оно отразит тот факт, что европейская промышленность по существу будет готова к конкуренции в глобальном масштабе. Эта директива также предусматривает проведение полной переоценки существующего уровня либерализации с точки зрения потребностей к началу следующего столетия “для того, чтобы вовремя рассмотреть возможность дальнейшего раскрытия рынка”, которая должна вступить в силу к 2006 г. Таким образом, при существующих планах ЕС уже взял на себя обязательства завершить либерализацию поставок, а также либерализацию тех компаний, которые столкнулись с всемирной конкуренцией, и в данном случае относятся также к тем компаниям, которые со всей вероятностью получат преимущества потенциальной экономической ситуации, вытекающие из возможности покупки более дешевой продукции. На этом пути ЕС достигнет прогрессивного, а кроме того быстрого внедрения конкуренции в данную область, таким способом, который окажет наибольшее влияние на эффективность работы энергетической промышленности ЕС, в результате чего произойдет снижение затрат и цен. Совершенно понятно, что хотя данная Директива не обязывает страны-участницы провести либерализацию цен для местных потребителей, указанная выше эффективность будет также распространяться на граждан в форме “ударных” снижений цен.
В требованиях ЕС по энергии значительная по величине доля, а именно 6%, приходится на возобновляемые источники энергии. В недавно вышедшей Белой Книге по возобновляемым источникам энергии Комиссия выдвинула в качестве цели значительное увеличение этой цифры для того, чтобы внести заметный вклад во всеобщую цель - доведение до 12% доли возобновляемых источников энергии в общем объеме потребления энергии в странах ЕС к 2010 г. С учетом результатов конференции в Киото эта проблема будет неизбежно приобретать все большую значимость в предстоящие годы. Между тем, разработки по возобновляемым источникам энергии нуждаются в поддержке с помощью конкретных программ для того, чтобы они смогли найти свое место на энергетическом рынке. Эта поддержка должна оказываться такими способами, которые бы в наименьшей степени сдерживали конкуренцию.
2. Место отрасли в национальном хозяйстве РФ и бывшего СССР
Исторически энергетика - одна из самых успешно развивавшихся отраслей СССР. Этому способствовало наличие полноводных рек, на которых строились ГЭС, производившие дешевую энергию, преимущественное индустриальное развитие экономики, требовавшее ввода все новых энергетических мощностей. Энергетика по структуре естественно укладывается в централизованную организационную вертикаль, что отвечало тоталитарным принципам управления советского строя. Это обеспечивало плановое и планомерное развитие отрасли, способствовало внедрению современных технологий. Последнее особенно проявилось с появлением атомных станций - настоящих достижений передовой советской науки. С вводом в строй Единой энергетической системы (ЕЭС) - автоматизированного комплекса с централизванным управлением, по своим масштабам не имевшего аналогов в мире, была решена проблема надежного обеспечения электроэнергией практически всех регионов СССР.
На фоне нынешнего двукратного спада промышленного производства, сейчас электроэнергетика по этому показателю (20%) занимает второе место после связи. Начиная с 1994 г., объем выработки энергии поддерживается на уровне 810-830 млрд. кВт/час. Однако до сих пор жизнеспособность отрасли не гарантирована. Она находится в тяжелейшем финансовом кризисе, вызванном некорректным регулированием, а зачастую популистским сдерживанием тарифов, с одной стороны, и валом неплатежей - с другой. Несбалансированный рост тарифов и себестоимости энергии, неплатежеспособность потребителей привели к тому, что ряд энергетических компаний работают с убытками, а большинство предприятий с трудом справляются с финансированием текущих потребностей и не имеют возможности осуществлять инвестиционные проекты.
3. Структура энергетического комплекса
Электроэнергетика - одна из естественных монополий и в значительной степени регулируется государством. Преобразованная на основе старой системы отрасль во многом сохранила ее главные черты. После приватизации и акционирования головным предприятием стало Российское акционерное общество "Единые энергетические системы России". Оно владеет близкими к контрольным пакетами акций 72 региональных энергетических компаний и 25 крупных электростанций. (Еще 9 АЭС контролируется Минатомом).
Единая энергосистема состоит из 7 территориальных объединенных энергосистем (ОЭС): Центр, Северо-Запад, Средняя Волга, Урал, Северный Кавказ и Дальний Восток. Первые шесть связаны между собой магистральными линиями электропередач с напряжением 330 кВ и выше. Внутри этих систем энергия передается из областей с избыточным производством энергии в энергодефицитные. Передача энергии из одной энергосистемы в другую осуществляется главным образом для компенсации пиковых нагрузок. ОЭС Дальнего Востока работает независимо, потому что она оказалась отрезанной после распада СССР Казахстаном, но в перспективе планируется переход дальневосточной энергосистемы на паралелльную работу с ЕЭС России.
4. Акционирование и установление прав собственности
Акционирование бывших государственных предприятий проходило по особой схеме, утвержденнной указами президента. Учитывая инфраструктурное положение отрасли, необходимо было сохранить за ней государственный контроль. Было учреждено государственное РАО "ЕЭС России", в его уставный капитал должны были быть внесены не менее 49% акций, принадлежащих РФ в уставном капитале каждого из акционерных обществ электроэнергетики. Кроме того, компании передавались магистральные линии электропередач и подстанции, гидроэлектростанции мощностью свыше 300 Мвт и тепловые станции мощностью 1000 МВт и выше.
Между тем некоторые крупные региональные энергокомпании при поддержке местных администраций отказались выполнить требования указа. У РАО "ЕЭС России" возникли конфликты по поводу собственности с Красноярскэнерго, Иркутскэнерго, Башкирэнерго, Татэнерго.
Татарстан и Башкирия являются, по сути, независимыми республиками в составе Федерации. На момент выхода указа пакеты их акций находились в ведении местных фондов имущества. В результате Татэнерго сейчас вообще независимо, а переданный пакет акций Башкирэнерго значительно меньше планируемого.
Иркутскэнерго также остается независиомй компанией, пакет акций предприятия не передан РАО "ЕЭС России", а Иркутская, Братская и Усть-Илимская ГЭС не выведены на оптовый рынок.
У Красноярскэнерго на почве раздела полномочий и определения границ самостоятельности до сих пор продолжается конфликт с Красноярской ГЭС.
В итоге вместо 51 крупной электростанции РАО "ЕЭС России" владеет только 32 станциями, 7 из них переданы в аренду региональным компаниям. Вместо положенных 49% акций, государство владеет пакетами от 23% до 72%, а два АО вообще независимы. Региональные энергетические предприятия обслуживают все локальные линии электропередач и имеют в собственности почти 73% электрической мощности страны. В России большое количество ТЭЦ, и все они принадлежат региональным компаниям. Акционирование, по сути, привело к энергетическому феодализму, когда потребители фактически прикованы к одному производителю-монополисту - местному АО-энерго. Руководство РАО не смогло противостоять центробежным тенденциям: региональные власти быстро убедились, что для воздействия на социально-экономические процессы у себя в регионе у них остался только один рычаг - местные энергокомпании (вся прочая жизненно важная инфраструктура - связь, железные дороги и газ - оказались вне рычагов воздействия и контроля). На фоне борьбы с неплатежами и монополиями право местных властей в управлении энергетикой было закреплено в федеративных договорах между центром и регионами.
Перераспределение собственности не позволило извелечь никакой выгоды из монопольного положения отрасли. Большие пакеты акций многих энергетических компаний, прежде всего самых крупных, оказались в руках различных финансовых структур. Российские и иностранные банки, инвестиционные институты, приобретая акции этих компаний, преследуют в первую очередь спекулятивные цели. Электроэнергетика продана, но хозяина у нее не появилось.
Большинство инвесторов, владеющих акциями предприятий энергетики, являются портфельными. Сторонние акционеры пока не собираются активно вмешиваться в работу предприятий, а акции, распределенные среди трудовых коллективов, лежат мертвым грузом. Разрозненные мелкие акционеры не имеют возможности реально влиять на управление компаниями. Крупные иностранные фирмы предпочитают участвовать в конкретных проектах и неохотно вкладывают средства в акционерный капитал российских предприятий.
5. Реализация продукции и рынки сбыта
5.1. Федеральный оптовый рынок энергии (мощности)
Летом 1997 года правительство провозгласило, что монополия РАО "ЕЭС России" уничтожена. Это связывалось с тем, что на рынок электроэнергии были допущены потребители.
Рисунок 1. Структура рынка электроэнергии
Рынок электроэнергии состоит из двух рынков: оптового и конечного (рис.1). Компании с избытком энергии отдают ее в ЕЭС России, которая перераспределяет ее энергодефицитным предприятиям. Эта часть рынка называется оптовым. После того, как все оптовики удовлетворены, обслуживаются конечные потребители. Региональные энергетические компании распределяют почти всю произведенную в России электроэнергию конечным потребителям и посредникам. Посредники являются промежуточным звеном в цепочке производитель-потребитель. Чаще всего это предприятия коммунального хозяйства, занимающиеся энергоснабжением населения и обслуживанием электросетей. Доля энергии, распределяемой через них, невелика.
Распределение энергии - функция региональных энергокомпаний, но при этом сами они производят около двух третей электроэнергии, а треть покупают на оптовом рынке. Федеральный оптовый рынок электроэнергии (мощности), ФОРЭМ - представляет собой рынок обмена электроэнергией между ее производителями и дефицитными региональными энергокомпаниями.
Кроме того, некоторые крупные промышленные предприятия могут приобретать энергию непосредственно на оптовом рынке. Поставщиками энергии на оптовый рынок являются тепловые и гидроэлектростанции - дочерние предприятия РАО, атомные электростанции и ряд региональных энергоизбыточных компаний. Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) может вносить изменения в перечень субъектов оптового рынка.
Кроме поставщиков и покупателей на этом рынке действует еще один субъект - организатор рынка. Им является РАО "ЕЭС России". Организатор обеспечивает функционирование систем передачи и распределения энергии, их развитие, координацию производственной и инвестиционной деятельности всех субъектов рынка, оперативное диспетчирование, формирование баланса электроэнергии.
Особенность оптового рынка - он может быть конкурентным, в то время как рынок конечных потребителей - монопольный и жестко регулируется государством. Однако реальной конкуренции на оптовом рынке пока нет. Тарифы для всех участников ФОРЭМ утверждаются ФЭКом. Переход к действительно конкурентному рынку, на котором цена энергии будет определяться предложением, технически реализуем, но пока невозможен политически. (Например, АЭС, исправно поставляющие энергию на оптовый рынок, не получают за нее денег).
Таким образом, конкурентный сектор так и не был создан, несмотря на то что единство энергетической системы в экономическом смысле было нарушено. В итоге руководство РАО не смогло добиться улучшения деятельности отрасли и продвигать дальше структурные реформы. Число работников росло, а показатели эффективности снижались.
5.2. Производство и потребление продукции
Предприятия отрасли полностью обеспечивают потребности страны в электроэнергии и производят 45% тепловой энергии. Как показывалось выше, на протяжении 1991-1993 гг. производство электроэнергии в России снижалось, а с 1994 г. спад остановился. Наблюдается определенная зависимость выпуска электроэнергии от промышленного производства. Стабилизация в промышленности немедленно отразилась на объемах производства энергии. Однако темпы спада в промышленности были более значительными, чем в электроэнергетике. В результате энергоемкость продукции выросла в 1,5 раза. Энергетическая составляющая в себестоимости продукции выросла. Это связано не только с ростом тарифов, но и с повышением энергоемкости. Кроме того, потребление энергии отдельными группами потребителей (населением, организациями) за последние годы не снизилось, а наоборот повысилось. Этому способствовало, в частности, субсидирование населения государством.
По потреблению электроэнергии Россия занимает третье место в мире. Главными потребителями являются алюминевая, сталелитейная промышленность и машиностроение. Огромное значение, придаваемое тяжелой индустрии, предприятиям оборонного комплекса, привело к тому, что долгие годы существовал явный перевес в сторону промышленного потребления электроэнергии. В ближайшее время возможен значительный рост спроса со стороны этой группы потребителей.
Электроэнергетика - отрасль, направленная прежде всего на внутреннего покупателя (доля экспорта составляет всего лишь 2%). Она относится к группе отраслей, для которых стабильность внутренней валюты сказывается благоприятно. Воздействие снижения экспортных доходов не ощущается, нет конкуренции импорта, который становится все более дешевым.
5.3. Тарифы
Рынок конечных потребителей энергии регулируют региональные энергетические комиссии. Уровень тарифов для энергокомпаний определяется по принципу "затраты плюс". В структуру тарифа должны включаться себестоимость энергии, инвестиционный фонд и дивиденды. Однако на величину тарифов оказывают влияние не только объективные факторы. Региональные комиссии пытаются учесть интересы потребителей и энергетиков, однако интересы эти прямо противоположны. Кроме того, тарифы обычно утверждаются раз в квартал, поэтому далеко не всегда расчетные цены на топливо соответствуют истине. В ряде регионов предусмотрено бюджетное финансирование и тарифы устанавливаются с учетом этих средств. Пример Дальэнерго показывает, что некорректное регулирование и несогласованная политика федеральных и местных властей может привести к серьезным проблемам.
В среднем в отрасли сейчас действует три тарифных сетки: для промышленности (в среднем - 240 руб/кВт/час), для сельского хозяйства (160 руб/кВт/час) и населения (100 руб/кВт/час). Ориентация на затраты и стремление удержать тарифы на социально приемлемом уровне, с одной стороны, не позволяют получать прибыль, достаточную для инвестирования, а с другой - прибыль вообще перестает быть мотивом поведения компаний. Основная проблема не в низких тарифах, а в том, что за энергию не могут заплатить ни по низким, ни по высоким ценам. Так, отношение дебиторской задолженности к объему продаж составила за три последних года, соответственно, 46.7%, 63.5% и 82.6%.
6. Состояние и динамика производства в отрасли
Суммарная установленная мощность электростанций в России составляет 205 ГВт. Структура генерирующих мощностей:
тепловые станции - 68,1%;
ГЭС - 21,5%;
атомные - 10,4%.
Кроме того, на местных рынках электроэнергии и тепла важное место отводится теплоэлектроцентралям (ТЭЦ).
Благодаря относительно дешевому природному газу постоянно вводились в строй тепловые станции или ГРЭС (государственные районные электростанции, см. таблицу 1). Для российской электроэнергетики характерно использование установок большой единичной мощности. Это связано с тем, что крупные энергоблоки (мощностью до 1200 МВт) отличаются высокой экономичностью, надежностью, почти полным сгоранием топлива, длительным сроком эксплуатации. Суммарная мощность тепловых электростанций 139,4 ГВт, из них почти половина - станции мощностью более 1000 МВт.
Таблица 1. Тепловые электростанции.
|
№ |
Название |
Регион |
Мощность (МВт) |
Топливо |
|
1 |
Березовская-1 |
Краснояр. край |
6400 |
Уголь |
|
2 |
Сургутская-1 |
Тюменск. обл. |
4800 |
Газ |
|
3 |
Рефтинская |
Свердлов. обл. |
3800 |
Уголь |
|
4 |
Костромская |
Костром. обл. |
3600 |
Мазут |
|
5 |
Сургутская-1 |
Тюменск. обл. |
3324 |
Газ |
|
6 |
Нижневартовская |
Тюменск. обл. |
3200 |
Уголь |
|
7 |
Рязанская |
Рязанск. обл. |
2720 |
Газ, мазут, уголь |
|
8 |
Конаковская |
Тверская. обл. |
2400 |
Мазут |
|
9 |
Новочеркасская |
Ростовск. обл. |
2400 |
Газ, мазут, уголь |
|
10 |
Заинская |
Татария |
2400 |
Газ, мазут |
|
11 |
Ириклинская |
Оренбург. обл. |
2400 |
Газ, мазут |
|
12 |
Ставропольская |
Стврополь. край |
2400 |
Газ, мазут |
|
13 |
Пермская |
Пермская обл. |
2400 |
Газ, мазут |
Широко используются станции с комбинированным выпуском электрической и тепловой энергии, так как в России население пользуется центральным отоплением. В этом одна из причин низкого потребления электроэнергии на душу населения. Доля доходов некоторых энергоснабжающих предприятий от реализации тепловой энергии составляет почти 50%, а основным потребителем тепла является население.
Доля выработки электроэнергии гидроэлектростанциями в России очень высока (см.таблицу). Поэтому ее себестоимость невелика. Есть еще два преимущества ГЭС: срок их эксплуатации больше, чем тепловых, а время выхода на номинальный режим небольшое, их удобно использовать для компенсации пиковых нагрузок (см.таблицу).
Таблица 2. Гидроэлектростанции.
|
№ |
Название |
Река |
Мощность (МВт) |
Год ввода |
|
1 |
Саяно-Шушенская |
Енисей |
6721 |
1985 |
|
2 |
Красноярская |
Енисей |
6000 |
1971 |
|
3 |
Братская |
Ангара |
4500 |
1964 |
|
4 |
Усть-Илимская |
Ангара |
3840 |
1979 |
|
5 |
Богучанская |
Ангара |
3000 |
Не введена |
|
6 |
Волгоградская |
Волга |
2541 |
1960 |
|
7 |
Бурейская |
Бурея |
2321 |
Не введена |
|
8 |
Самарская |
Волга |
2300 |
1957 |
|
9 |
Чебоксарская |
Волга |
1370 |
1986 |
|
10 |
Саратовская |
Волга |
1360 |
1970 |
Негативными моментами являются экологические и экономические последствия затопления огромных площадей. В связи с этим, равнинные ГЭС больше не строятся. Тем не менее доля выработки энергии на гидроэлектростанциях заметно выросла. Это связано, во-первых, с трудностями обеспечения энергетических компаний углеводородным топливом, а во-вторых, с падением потребления энергии промышленными предприятиями из-за спада производства. Имея запас мощностей, энергетики приостанавливают работу менее экономичных тепловых станций.
Уже в ближайшее время российская электроэнергетика столкнется с серьезными проблемами, связанными с выходом из строя выработавших свой срок энергоблоков и недостатком средств на постройку новых (см. таблицу).
Таблица 4. Износ оборудования.
|
Возраст, Лет |
<5 |
5-10 |
10-15 |
15-20 |
20-25 |
25-30 |
30-35 |
35-40 |
40-45 |
45-50 |
>50 |
|
% мощн. |
3.7 |
12.6 |
13.1 |
16.4 |
17.8 |
15.2 |
11.3 |
5.4 |
2.9 |
0.5 |
1 |
К началу следующего столетия закончится амортизационный период у четверти блоков, а к в 2010 г. полностью выработают свой ресурс 80 ГВт на тепловых и 8 ГВт на атомных станциях. Сейчас ежегодно вводится в строй 2-3 ГВт новых мощностей. При существующем уровне инвестиций уже через несколько лет энергетика может превратиться в энергодефицитную.
6.1. Проблема топлива для тепловых станций
Основным видом топлива для электростанций является природный газ. Доля мазута поддерживается только тем, что он поступает в порядке взаимозачета с нефтеперерабатывающими предприятиями. Электроэнергетика потребляет 40% объемов добычи угля. Однако для работы с ним надо обеспечивать железнодорожные вагоны, угольные склады, а тарифы на это постоянно растут. Поэтому основная масса потребления угля приходится на станции, построенные вблизи угольных шахт и разрезов. Их перевод на другие виды топлива нецелесообразен. Что касается других станций, работающих на угле, то их число будет сокращаться по мере выработки агрегатами своего ресурса.
Газ остается наиболее перспективным видом топлива для электроэнергетики. Это наиболее эффективное топливо, наносящее наименьший вред окружающей среде. Рост энергопотребления неизбежен в ближайшие годы, при этом следует ожидать увеличения потребления именно природного газа, на котором работают самые современные энергоблоки.
6.2. Текущее состояние отрасли
Реформа энергетической отрасли России проходит в условиях постепенной стабилизации среднеотраслевых фундаментальных показателей. Производство электроэнергии за 9 месяцев 1997 г. снизилось на 3,1% по сравнению с аналогичным периодом 1996 г. Вместе с тем, по итогам 11 месяцев количество убыточных АО энергетики сократилось в 3,3 раза (6 против 20). Следовательно, динамика производства электроэнергии не изменилась, но энергетикам удалось урегулировать соотношение расходов и доходов так, чтобы добиться положительной эффективности работы предприятий.
Меры правительства по стимулированию спроса в экономике пока не увенчались успехом, что отразилось на динамике сбыта в энергетике - энергопотребление снизилось за 9 месяцев 1997 г. на 3,9% по сравнению с аналогичным периодом 1996 г. Еще один фактор, обусловивший снижение потребления – тенденция к росту энергосбережения в промышленности. Единственный сегмент в структуре продаж энергокомпаний, продемонстрировавший тенденцию к росту в прошедшем году – бытовой сектор (население). В отрасли существует значительный потенциал повышения коэффициента использования мощностей. Считатся, что в ближайшие 2-3 года производство и потребление энергии будет соответствовать темпам роста экономики в целом. По скорректированным прогнозам Министерства финансов в 1998 г. ожидается экономический рост в пределах 2-3%. Эта цифра практически не выходит за пределы погрешности в расчетах ВВП. Поэтому ожидается стабилизация производства энергии в 1998 г. либо незначительного роста (в пределах 2-3%) за счет увеличения объема продаж энергии населению.
Проекты реструктуризации энергетического комплекса выделяют в качестве основной задачи организацию конкуренции производителей электроэнергии на оптовом рынке. Конечным потребителям будет предоставлена возможность покупать энергию непосредственно на ФОРЭМ. Воздействие реформы на общий объем прибыли энергетических предприятий достаточно сложно оценить, но можно сказать определенно, что грядущие изменения нанесут ущерб энергодефицитным региональным монополистам, которые получают существенную долю прибыли от перепродажи энергии
Таблица 3. Производство и потребление энергии.
|
9 месяцев 1996 г., |
9 месяцев 1997 г., |
Темп роста 97/96, |
|
|
Производство электроэнергии |
602.72 |
583.88 |
96.9 |
|
РАО “ЕЭС России”, в т.ч.: |
580,86 |
561,46 |
96,7 |
|
ТЭС |
384,31 |
364,22 |
94,8 |
|
ГЭС |
115,82 |
119,65 |
103,3 |
|
АЭС |
80,73 |
77,59 |
96,1 |
|
Электростанции других ведомств |
21,86 |
22,42 |
102,6 |
|
Потребление энергии |
587,28 |
568,94 |
96,9 |
6.3. Прогноз финансовых результатов
В 1997 году рост выручки от реализации составил 12% в номинальном выражении (нулевой темп роста в реальном выражении). Однако в валюте выручка в среднем по отрасли выросла на 3-5%. В то же время, отмеченный выше рост рентабельности привел к росту прибыли предприятий энергетики на 35-45% в долларовом выражении. В тоже время, существенным фактором, ухудшающим показатели работы энергетиков в 1997 году, остается снижение доли “живых” денег в выручке предприятий. Рост прибыли не привел к реальному увеличению оборотных средств компаний.
В текущем году в отрасли сохранится тенденция к росту рентабельности. Последовательный отход от политики перекрестного субсидирования должен позитивно отразиться на эффективности работы предприятий. Тарифы для населения в среднем по отрасли покрывают лишь 44% себестоимости энергии. В постановлении Правительства РФ №121 от 4 февраля 1997 г. предусматривается, что, начиная со второго квартала 1997 г., региональные энергетические комиссии должны устанавливать тарифы на электроэнергию для населения не ниже средней расчетной себестоимости энергии в данном регионе. Однако в 1997 году ощутимых мер в решении этого вопроса не предпринималось. Повышение цен продажи энергии населению начнется в 1998 году, хотя не ожидается существенного роста тарифов до начала 1999 г. (в силу низкого темпа роста платежеспособности населения и позиции местных администраций). Вместе с тем, энергопотребление в бытовом секторе растет и, соответственно, повышается его доля в структуре сбыта энергетических предприятий
Данные тенденции окажут положительное воздействие на объем выручки, и, что наиболее важно, приведут к росту доли “живых” денег в структуре выручки энергетиков. В то же время, учитывая перспективы снижения промышленных тарифов и ужесточение борьбы с неплательщиками, выручка предприятий в среднем по отрасли вырастет незначительно. С другой стороны, вследствие снижения тарифов для промышленных потребителей (тарифы на электроэнергию, отпускаемую с оптового рынка, снизились на 8% с 1 октября 1997 г., а затем еще на 5% с 1 января 1998 г.) в текущем году можно ожидать снижения темпов роста цен на топливо для ГРЭС и услуги транспортных организаций, в связи с чем наиболее вероятно некоторое снижение доли себестоимости в выручке
В то же время, по сравнению с прошлым годом темп роста прибыли должен сократиться. Потенциал повышения тарифов для населения ограничен рядом экономических и политических факторов. Предполагается, что в 1998 году рост тарифов для населения не превысит 20-30% (то есть до 60% от себестоимости энергии). Ожидается снижение промышленных тарифов не более чем на 5% в текущем году. В результате можно прогнозировать увеличение выручки на 1-2% по сравнению с прошлым годом. Учитывая некоторое снижение доли себестоимости в выручке, прибыль в реальном выражении может увеличиться на 5-10%. При этом, увеличение доли выручки от продаж энергии населению способно несколько улучшить показатели ликвидности предприятий.
7. Инвестиции и рынок акций
Совокупная рыночная капитализация предприятий энергетики составляет около $21 млрд., занимая второе место после нефтегазовой отрасли. С января по август 1997 г. вложения в акции предприятий энергетики приносили наибольшую доходность. Индекс, включающий 12 наиболее ликвидных предприятий отрасли, вырос за этот период в 2.5 раза. Однако в период кризиса акции энергетики вели себя слабее индекса. В конце прошлого – начале текущего года акции нефтяных предприятий повели себя слабее в результате падения мировых цен на нефть, и теперь вложения в энергетическую отрасль становятся предпочтительнее.
Таблица 4. Сравнительная доходность (% годовых) рынка по отраслям промышленности.
|
1 мес/ |
3 мес/ |
6 мес/ |
1 год |
|
|
Общий индекс |
-87,80 |
-81,28 |
-20,67 |
77,41 |
|
Энергетика |
-69,58 |
-88,25 |
-65,52 |
21,24 |
|
Нефть и газ |
-90,76 |
-76,97 |
22,15 |
115,85 |
|
Телекоммуникации |
-87,94 |
-90,62 |
-65,46 |
8,81 |
Для более глубокого анализа региональные энергетические компании целесообразно условно разделить на три группы согласно масштабам производства: предприятия с установленной мощностью свыше 1500 МВт, с установленной мощностью от 500 до 1500 МВт. и предприятия с установленной мощностью ниже 500 МВт. Доля первой группы (17 предприятий) в рыночной капитализации отрасли (без учета РАО “ЕЭС России”) составляет 85%, доля второй и третьей группы 10% и 5% соответственно. Характерно, что темп роста акций небольших компаний в период общего подъема на рынке в 1997 году был существенно выше, чем у акций крупных предприятий. Вместе с тем, после фондового кризиса снижение котировок мелких и крупных предприятий энергетики было сопоставимым, вероятно, по той причине, что акции второго эшелона существенно недооценены
8. Сравнительный анализ инвестиционной привлекательности
Приведенные в таблицах данные для анализа инвестиционной привлекательности предприятий разбиты на два блока: финансово-экономические коэффициенты (характеризующие рентабельность и ликвидность предприятия) и показатели рыночной оцененности акций (отношение рыночной капитализации к финансовому или экономическому показателю). Информация о деятельности компаний взята из отчетов РАО “ЕЭС России” и средств массовой информации. В частности, данные о размере выручки, балансовой прибыли, дебиторской и кредиторской задолженности взяты из консолидированной отчетности РАО “ЕЭС России”. Показатели чистой прибыли рассчитаны на основе отчетности предприятий, как балансовая прибыль за вычетом налогов
Приведенные финансово-экономические показатели позволяют получить представление относительно некоторых специфических факторов риска инвестиций в ценные бумаги российских энергетических компаний. В условиях кризиса неплатежей и запрета на отключение “злостных неплательщиков” в последние годы происходило постепенное “вымывание” оборотных активов предприятий энергетики, нарастание просроченной дебиторской задолженности. Отсутствие денежных средств и увеличение доли взаимозачетов при расчетах за энергию привело к росту кредиторской задолженности. В данной ситуации поддержание текущей ликвидности, возвратность дебиторской задолженности, наличие у потребителей “живых” денег стали ключевыми проблемами энергетиков. Приведенные в таблице соотношения дебиторской и кредиторской задолженности и оборачиваемости кредиторской задолженности могут служить индикатором способности поддерживать текущую ликвидность. О наличии у предприятия “живых” денег на основе приведенных данных можно судить лишь по косвенным показателям, таким как прирост дебиторской задолженности, способность выплачивать дивиденды
Таблица 5а. Финансово-экономические показатели (крупных энергокомпаний)
|
Компания |
ROS |
ROS |
ROA |
Дивидендная доходность |
Оборачиваемость дебиторской задолженности |
Отношение дебиторской и кредиторской задолженности |
% Кредиторской задолженности в активах |
|
Мосэнерго |
12.96 |
17.88 |
8.02 |
0.70 |
0.99 |
1.36 |
22.30 |
|
Иркутскэнерго |
21.27 |
н/д |
6.45 |
0.97 |
н/д |
н/д |
н/д |
|
Свердловэнерго |
4.14 |
8.32 |
5.50 |
0.51 |
0.88 |
0.92 |
36.81 |
|
Ленэнерго |
2.20 |
-0.57 |
-0.27 |
0.08 |
0.85 |
0.75 |
29.14 |
|
Башкирэнерго |
9.12 |
7.57 |
3.31 |
0.74 |
0.59 |
1.00 |
36.31 |
|
Кузбассэнерго |
5.55 |
7.88 |
3.72 |
н/д |
0.72 |
0.86 |
33.44 |
|
Челябэнерго |
11.23 |
9.31 |
4.81 |
0.37 |
0.61 |
0.90 |
41.94 |
|
Самараэнерго |
3.65 |
11.73 |
8.26 |
0.86 |
1.13 |
0.95 |
29.07 |
|
Новосибирск-энерго |
11.15 |
7.53 |
2.84 |
1.18 |
0.89 |
0.80 |
22.00 |
|
Пермэнерго |
11.62 |
8.33 |
4.47 |
4.47 |
0.81 |
0.97 |
32.57 |
|
Якутэнерго |
-0.32 |
14.03 |
2.28 |
н/д |
0.68 |
0.77 |
12.32 |
|
Красноярск-энерго |
6.11 |
11.97 |
3.85 |
0.31 |
0.71 |
0.65 |
22.97 |
|
Хабаровскэнерго |
12.29 |
17.25 |
3.46 |
н/д |
0.42 |
1.37 |
24.52 |
|
Колэнерго |
8.16 |
5.58 |
1.97 |
0.61 |
1.28 |
1.00 |
14.24 |
|
Волгоградэнерго |
2.82 |
10.81 |
6.05 |
1.53 |
0.85 |
0.92 |
33.05 |
|
Омскэнерго |
-0.68 |
11.20 |
5.77 |
н/д |
0.73 |
0.73 |
36.09 |
|
Саратовэнерго |
12.37 |
11.33 |
6.02 |
0.72 |
0.95 |
1.00 |
29.45 |
Таблица 5б. Финансово-экономические показатели (средних энергокомпаний)
|
Компания |
ROS |
ROS |
ROA |
Дивидендная доходность |
Оборачиваемость дебиторской задолженности |
Отношение дебиторской и кредиторской задолженности |
% Кредиторской задолженности в активах |
|
Тулаэнерго |
1.47 |
18.48 |
12.26 |
н/д |
1.00 |
0.91 |
33.12 |
|
Нижновэнерго |
6.74 |
5.00 |
3.14 |
0.86 |
1.07 |
1.01 |
29.41 |
|
Дальэнерго |
-1.59 |
7.36 |
4.03 |
н/д |
0.85 |
1.09 |
32.10 |
|
Архэнерго |
2.83 |
6.74 |
2.96 |
0.74 |
0.78 |
1.20 |
29.75 |
|
Смоленскэнерго |
8.44 |
-3.02 |
-1.80 |
н/д |
0.80 |
1.00 |
22.55 |
|
Кировэнерго |
1.49 |
13.95 |
7.00 |
н/д |
0.77 |
1.01 |
33.81 |
|
Ростовэнерго |
8.45 |
15.33 |
7.39 |
0.39 |
2.07 |
1.56 |
12.26 |
|
Кубаньэнерго |
7.85 |
н/д |
н/д |
0.22 |
н/д |
н/д |
н/д |
|
Ульяновскэнерго |
10.07 |
14.21 |
6.34 |
1.48 |
0.92 |
1.23 |
23.81 |
|
Ивэнерго |
7.64 |
9.10 |
5.14 |
0.82 |
0.91 |
1.12 |
30.34 |
|
Алтайэнерго |
-30.13 |
н/д |
н/д |
н/д |
0.34 |
0.82 |
47.71 |
|
Комиэнерго |
10.88 |
5.48 |
1.40 |
3.68 |
0.42 |
0.84 |
35.22 |
|
Вологдаэнерго |
7.60 |
8.04 |
5.42 |
2.61 |
1.39 |
0.76 |
25.81 |
|
Ярэнерго |
8.34 |
7.99 |
5.13 |
0.93 |
1.39 |
1.09 |
24.33 |
|
Сахалинэнерго |
5.49 |
12.74 |
4.60 |
н/д |
1.58 |
1.20 |
13.06 |
|
Магаданэнерго |
9.55 |
19.74 |
5.95 |
н/д |
0.72 |
1.19 |
21.01 |
|
Липецкэнерго |
10.60 |
5.75 |
3.64 |
0.70 |
1.07 |
0.78 |
29.71 |
|
Амурэнерго |
11.76 |
15.11 |
5.35 |
н/д |
0.87 |
0.86 |
20.68 |
|
Читаэнерго |
6.21 |
14.43 |
9.00 |
1.42 |
2.87 |
1.55 |
12.18 |
Таблица 5в. Финансово-экономические показатели (мелких энергокомпаний)
|
Компания % Кредиторской задолженности в активах |
|||||||
|
Удмуртэнерго |
15.39 |
20.33 |
7.24 |
0.42 |
0.79 |
1.06 |
27.32 |
|
Астраханьэнерго |
4.97 |
7.77 |
2.39 |
1.29 |
0.92 |
0.71 |
20.89 |
|
Курганэнерго |
0.02 |
1.37 |
0.62 |
н/д |
0.69 |
0.87 |
34.58 |
|
Ставропольэнерго |
3.22 |
6.17 |
3.14 |
н/д |
4.15 |
2.37 |
7.35 |
|
Владимирэнерго |
10.13 |
14.99 |
8.52 |
1.07 |
1.00 |
0.94 |
29.99 |
|
Пензаэнерго |
9.71 |
4.88 |
2.49 |
0.56 |
0.83 |
0.91 |
33.21 |
|
Орелэнерго |
н/д |
н/д |
6.00 |
н/д |
0.80 |
0.90 |
33.66 |
|
Тамбовэнерго |
3.46 |
0.37 |
0.13 |
н/д |
0.63 |
0.85 |
29.30 |
|
Тверьэнерго |
-11.13 |
-4.71 |
-1.90 |
н/д |
0.56 |
0.80 |
38.67 |
|
Костромаэнерго |
14.99 |
9.29 |
4.09 |
н/д |
0.96 |
1.26 |
23.31 |
|
Курскэнерго |
н/д |
н/д |
6.57 |
н/д |
0.78 |
1.02 |
34.32 |
|
Новгородэнерго |
3.77 |
1.96 |
1.06 |
0.23 |
1.72 |
1.16 |
14.51 |
|
Томскэнерго |
1.59 |
6.05 |
2.21 |
0.74 |
2.00 |
1.18 |
8.95 |
|
Воронежэнерго |
4.95 |
5.28 |
2.66 |
2.47 |
0.85 |
0.87 |
31.38 |
|
Бурятэнерго |
11.43 |
8.09 |
3.21 |
н/д |
1.19 |
0.95 |
17.16 |
|
Рязаньэнерго |
0.87 |
15.15 |
8.62 |
н/д |
0.93 |
1.00 |
30.06 |
|
Марийэнерго |
10.16 |
10.88 |
4.91 |
н/д |
1.29 |
1.20 |
17.62 |
|
Брянскэнерго |
н/д |
н/д |
2.23 |
н/д |
1.07 |
1.04 |
24.98 |
|
Белгородэнерго |
2.08 |
6.13 |
5.34 |
0.53 |
1.09 |
0.88 |
39.77 |
|
Псковэнерго |
-9.86 |
5.49 |
1.48 |
н/д |
0.89 |
0.75 |
15.99 |
Среди показателей рыночной оцененности акций P/E традиционно является самым популярным индикатором рыночной оценки акций. Однако в российской практике этот показатель может иметь значительные ошибки из-за методических проблем оценивания чистой прибыли. По этой причине мы ввели в рассмотрение показатель P/EBT. Данный показатель содержит меньше ошибок обусловленных методической неоднородностью его формирования. В то же время, следует учитывать, что являясь базой для налогообложения, балансовая прибыль зачастую становится объектом не всегда законных манипуляций с целью налогового планирования. Масштаб подобного рода злоупотреблений в сложившейся российской экономической практике достаточно велик.
Показатель P/S практически лишен вышеуказанных недостатков, хотя его использование предполагает сопоставимую рентабельность сравниваемых предприятий. При использовании вышеуказанных показателей (Капитализация/Финансовый показатель) следует учитывать, что акции большинства российских компаний появились на рынке только в 1997 г., и их оценка носила зачастую случайный характер. Кроме того, некоторые негативные последствия кризисных явлений в экономике, оказывающие влияние на уровень оценки компаний, по-видимому, носят временный характер. Портрет финансового состояния предприятий не сформировался и будет меняться в ближайшие 1-3 г. Зачастую значительно превышающий среднее по отрасли значение показатель Р/Е не означает, что компания высоко оценена рынком. Просто вследствие неблагоприятной конъюнктуры (региональная энергетическая комиссия устанавливает заниженные тарифы, потребители не могут во время оплатить энергию или финансовая отчетность предприятия искажена) прибыль компании была незначительной.
Таблица 6а. Показатели сравнительной привлекательности акций (крупных энергокомпаний).
|
. Компании |
Рыночная капитализация/ |
Рыночная капитализация/ |
P/S |
P/EBT |
P/E |
P/BV |
|||
|
96 |
97E |
96 |
97E |
96 |
97E |
1Q97 |
|||
|
РАО ЕЭС |
105 |
24 |
. |
н/д |
58.7 |
13.1 |
63.5 |
12.7 |
0.66 |
|
Мосэнерго |
213 |
42 |
0.65 |
0.65 |
2.6 |
3.4 |
5.0 |
3.6 |
0.40 |
|
Иркутскэнерго |
55 |
12 |
0.60 |
0.78 |
н/д |
6.1 |
2.9 |
5.5 |
н/д |
|
Свердловэнерго |
25 |
6 |
0.16 |
0.10 |
2.0 |
1.0 |
4.0 |
1.2 |
0.11 |
|
Ленэнерго |
90 |
30 |
0.33 |
0.37 |
14.8 |
179.7 |
15.1 |
-60.2 |
0.26 |
|
Башкирэнерго |
92 |
18 |
0.26 |
0.31 |
1.6 |
2.8 |
2.9 |
4.2 |
0.23 |
|
Кузбассэнерго |
51 |
10 |
0.18 |
0.20 |
3.0 |
2.3 |
3.2 |
2.6 |
0.16 |
|
Челябэнерго |
48 |
26 |
0.16 |
0.14 |
1.1 |
1.3 |
1.5 |
1.6 |
0.14 |
|
Самараэнерго |
70 |
18 |
0.22 |
0.18 |
4.5 |
1.3 |
6.5 |
1.6 |
0.20 |
|
Новосибирскэнерго |
40 |
14 |
0.17 |
0.16 |
1.5 |
1.7 |
1.6 |
2.2 |
0.08 |
|
Пермэнерго |
92 |
17 |
0.17 |
0.15 |
1.1 |
1.4 |
1.5 |
1.8 |
0.13 |
|
Якутэнерго |
47 |
14 |
0.21 |
0.18 |
-75.5 |
1.3 |
-65.8 |
1.3 |
0.04 |
|
Красноярскэнерго |
78 |
27 |
0.17 |
0.14 |
2.0 |
1.0 |
2.8 |
1.2 |
0.06 |
|
Хабаровскэнерго |
61 |
16 |
0.12 |
0.23 |
1.0 |
1.0 |
1.0 |
1.4 |
0.06 |
|
Колэнерго |
52 |
14 |
0.20 |
0.21 |
2.2 |
2.6 |
2.7 |
4.1 |
0.09 |
|
Волгоградэнерго |
73 |
20 |
0.15 |
0.15 |
4.5 |
1.4 |
5.7 |
1.4 |
0.13 |
|
Омскэнерго |
70 |
16 |
0.16 |
0.16 |
35.6 |
1.3 |
-23.9 |
1.4 |
0.14 |
|
Саратовэнерго |
113 |
35 |
0.22 |
0.22 |
1.9 |
1.7 |
1.9 |
2.1 |
0.18 |
Таблица 6б. Показатели сравнительной привлекательности акций (средних энергокомпаний).
|
. Компании |
Рыночная капитализация/ |
Рыночная капитализация/ |
P/S |
P/EBT |
P/E |
P/BV |
|||
|
96 |
97E |
96 |
97E |
96 |
97E |
1Q97 |
|||
|
Тулаэнерго |
20 |
5 |
0.07 |
0.06 |
4.0 |
0.3 |
4.9 |
0.3 |
0.07 |
|
Нижновэнерго |
116 |
21 |
0.20 |
0.17 |
2.4 |
3.1 |
3.1 |
3.7 |
0.18 |
|
Дальэнерго |
76 |
10 |
0.16 |
0.11 |
-11.9 |
1.6 |
-10.2 |
1.5 |
0.09 |
|
Архэнерго |
35 |
12 |
0.11 |
0.09 |
1.8 |
1.5 |
4.4 |
1.4 |
0.06 |
|
Смоленскэнерго |
71 |
21 |
0.29 |
0.32 |
3.5 |
-13.8 |
3.5 |
-10.5 |
0.15 |
|
Кировэнерго |
78 |
18 |
0.18 |
0.15 |
7.5 |
1.0 |
12.7 |
1.1 |
0.12 |
|
Ростовэнерго |
177 |
17 |
0.24 |
0.22 |
2.1 |
1.4 |
3.0 |
1.5 |
0.13 |
|
Кубаньэнерго |
170 |
28 |
0.26 |
н/д |
2.8 |
н/д |
3.3 |
н/д |
н/д |
|
Ульяновскэнерго |
73 |
21 |
0.14 |
0.15 |
1.7 |
1.3 |
1.4 |
1.1 |
0.10 |
|
Ивэнерго |
58 |
27 |
0.13 |
0.14 |
1.7 |
1.2 |
1.7 |
1.6 |
0.13 |
|
Алтайэнерго |
69 |
19 |
0.14 |
0.11 |
-0.8 |
0.6 |
-0.5 |
н/д |
0.07 |
|
Комиэнерго |
124 |
25 |
0.17 |
0.26 |
1.1 |
3.5 |
1.6 |
5.0 |
0.11 |
|
Вологдаэнерго |
138 |
30 |
0.22 |
0.19 |
1.9 |
1.9 |
2.9 |
2.4 |
0.19 |
|
Ярэнерго |
113 |
24 |
0.21 |
0.18 |
1.8 |
1.7 |
2.8 |
2.5 |
0.17 |
|
Сахалинэнерго |
88 |
24 |
0.26 |
0.18 |
4.6 |
1.0 |
4.7 |
1.4 |
0.08 |
|
Магаданэнерго |
55 |
55 |
0.12 |
0.10 |
1.0 |
0.5 |
1.2 |
0.5 |
0.04 |
|
Липецкэнерго |
169 |
39 |
0.19 |
0.19 |
1.6 |
2.6 |
1.8 |
3.3 |
0.18 |
|
Амурэнерго |
97 |
29 |
0.17 |
0.13 |
1.2 |
0.8 |
1.4 |
0.9 |
0.06 |
|
Читаэнерго |
71 |
13 |
0.12 |
0.10 |
1.4 |
0.5 |
2.1 |
0.7 |
0.08 |
Таблица 6в. Показатели сравнительной привлекательности акций (мелких энергокомпаний).
|
. Компании |
Рыночная капитализация/ |
Рыночная капитализация/ |
P/S |
P/EBT |
P/E |
P/BV |
|||
|
96 |
97E |
96 |
97E |
96 |
97E |
1Q97 |
|||
|
Удмуртэнерго |
136 |
24 |
0.28 |
0.24 |
1.9 |
0.9 |
1.9 |
1.2 |
0.15 |
|
Астраханьэнерго |
147 |
23 |
0.53 |
0.45 |
6.6 |
5.0 |
10.6 |
5.8 |
0.19 |
|
Курганэнерго |
110 |
44 |
0.19 |
0.19 |
50.2 |
10.0 |
966.4 |
14.1 |
0.14 |
|
Ставропольэнерго |
127 |
43 |
0.21 |
0.20 |
6.0 |
3.2 |
6.4 |
3.2 |
0.12 |
|
Владимирэнерго |
127 |
34 |
0.17 |
0.15 |
1.4 |
0.9 |
1.7 |
1.0 |
0.13 |
|
Пензаэнерго |
110 |
28 |
0.17 |
0.16 |
1.3 |
2.2 |
1.9 |
3.7 |
0.13 |
|
Орелэнерго |
н/д |
н/д |
н/д |
1.66 |
-74.5 |
27.0 |
н/д |
н/д |
1.41 |
|
Тамбовэнерго |
131 |
24 |
0.23 |
0.20 |
4.7 |
11.6 |
6.8 |
55.3 |
0.11 |
|
Тверьэнерго |
150 |
27 |
0.17 |
0.14 |
-1.6 |
-3.4 |
-1.5 |
-3.0 |
0.10 |
|
Костромаэнерго |
129 |
19 |
0.17 |
0.15 |
0.9 |
1.1 |
1.1 |
1.6 |
0.09 |
|
Курскэнерго |
221 |
43 |
0.02 |
0.17 |
2.9 |
2.3 |
н/д |
н/д |
0.15 |
|
Новгородэнерго |
201 |
55 |
0.27 |
0.24 |
5.5 |
7.4 |
7.3 |
12.5 |
0.17 |
|
Томскэнерго |
186 |
50 |
0.11 |
0.10 |
7.0 |
1.2 |
7.5 |
1.6 |
0.04 |
|
Воронежэнерго |
273 |
53 |
0.12 |
0.10 |
1.7 |
1.8 |
2.7 |
2.1 |
0.08 |
|
Бурятэнерго |
284 |
100 |
0.12 |
0.14 |
1.1 |
1.3 |
1.1 |
1.7 |
0.07 |
|
Рязаньэнерго |
367 |
73 |
0.18 |
0.13 |
12.0 |
0.8 |
20.3 |
0.9 |
0.12 |
|
Марийэнерго |
314 |
50 |
0.17 |
0.17 |
1.5 |
1.3 |
1.7 |
1.6 |
0.10 |
|
Брянскэнерго |
400 |
74 |
0.20 |
0.18 |
3.8 |
6.0 |
н/д |
0.13 |
|
|
Белгородэнерго |
652 |
212 |
0.12 |
0.10 |
4.7 |
1.6 |
5.7 |
1.6 |
0.15 |
|
Псковэнерго |
1350 |
н/д |
0.23 |
0.18 |
-3.2 |
3.6 |
-2.3 |
3.2 |
0.06 |
Текущие финансовые проблемы предприятий обусловлены общими макроэкономическими проблемами переходного периода. В условиях перестраивающейся экономики, ломки структуры цен и не устоявшихся традиций бухгалтерского учета целесообразно ввести в рассмотрение показатели отношения рыночной капитализации к экономическому показателю. В качестве экономических показателей использовались объем произведенной энергии (Оutput) и установленной мощности (Capacity). Использование данных коэффициентов особенно актуально в условиях проводимых в энергетике реформ, направленных на поддержание производителей энергии. Кроме того, показатель P/Сapacity характеризует рыночную стоимость энегокомпании по установленной мощности (см. график) и, следовательно, потенциал роста рыночной капитализации, так как вследствие низких коэффициентов использования мощностей предприятия могут наращивать объемы производства без адекватных капиталовложений.
Существенная неоднородность в оценках, полученных на основе коэффициентов Капитализация/Установленная мощность, объясняется тем, что российские региональные компании энергетики работают в различных текущих экономических условиях. Так, мощности могут быть переоценены вследствие того, что компания увеличивает прибыль за счет перепродажи энергии, купленной на оптовом рынке. И, наоборот, мощности недооценены, когда предприятие имеет финансовые проблемы из-за неплатежеспособности потребителей.
С целью проведения сравнительного анализа инвестиционной привлекательности акций, для каждой из трех мощностных групп был произведен расчет комплекса синтетических коэффициентов оцененности ценных бумаг рынком на основе приведенных фундаментальных показателей. В таблице представлен результат сравнительного анализа – потенциал роста курсовой стоимости акций, указывающий во сколько раз должна вырасти цена акции (относительно среднего по группе значения) в случае, если произойдет унификация всех видов рисков инвестиций в пределах выделенной группы. Необходимо заметить, что данные рейтинги получены только на основе сравнения эмитентов внутри выделенных групп на текущий момент (мы не прогнозировали будущие доходы компаний), поэтому наилучшее применение они могут найти на краткосрочных и среднесрочных горизонтах инвестиций
Таблица 7а. Комплексный инвестиционный анализ (крупных энергокомпаний).
|
Компания |
Торговая система |
Цена, $ 23.01.98 |
Изменение цены за месяц, % |
Количество обыкновенных акций, млн. шт. |
Количество привилегиро |
Рыночная капитализация, $млн. |
Ценовой потенциал акций |
|
Мосэнерго |
РТС-1 |
1.07 |
-12% |
2560.00 |
- |
2726.40 |
1.11 |
|
Иркутскэнерго |
РТС-1 |
0.12 |
-41% |
4766.81 |
- |
548.18 |
1.31 |
|
Свердловэнерго |
РТС-1 |
0.47 |
-17% |
523.04 |
174.35 |
245.83 |
1.94 |
|
Ленэнерго |
РТС-1 |
0.46 |
-34% |
766.04 |
131.33 |
352.38 |
0.49 |
|
Башкирэнерго |
РТС-1 |
0.36 |
-30% |
1014.97 |
77.76 |
360.32 |
0.83 |
|
Кузбассэнерго |
РТС-1 |
0.33 |
-38% |
606.16 |
- |
198.52 |
1.36 |
|
Челябэнерго |
РТС-1 |
0.42 |
-30% |
422.49 |
78.11 |
177.02 |
1.03 |
|
Самараэнерго |
РТС-1 |
0.45 |
-20% |
500.98 |
74.59 |
225.44 |
1.35 |
|
Новосибирскэнерго |
РТС-1 |
7.50 |
-32% |
12.31 |
3.77 |
92.29 |
1.15 |
|
Пермэнерго |
РТС-1 |
5.28 |
-16% |
36.21 |
1.89 |
191.01 |
0.81 |
|
Якутэнерго |
РТС-2 |
0.09 |
-27% |
924.49 |
171.26 |
84.13 |
0.99 |
|
Красноярскэнерго |
РТС-1 |
0.23 |
-19% |
585.54 |
168.99 |
134.67 |
1.08 |
|
Хабаровскэнерго |
РТС-2 |
0.11 |
-27% |
789.71 |
200.29 |
86.87 |
1.29 |
|
Колэнерго |
РТС-1 |
0.25 |
-23% |
355.25 |
118.41 |
87.57 |
1.07 |
|
Волгоградэнерго |
АК&М |
0.33 |
-14% |
319.60 |
80.50 |
104.19 |
1.08 |
|
Омскэнерго |
АК&М |
27.32 |
-20% |
3.52 |
0.82 |
96.14 |
1.00 |
|
Саратовэнерго |
РТС-1 |
0.03 |
-31% |
4838.04 |
1485.00 |
133.05 |
0.88 |
Таблица 7б. Комплексный инвестиционный анализ (средних энергокомпаний).
|
Компания |
Торговая система |
Цена, $ 23.01.98 |
Изменение цены за месяц, % |
Количество обыкновенных акций, млн. шт. |
Количество привилегиро |
Рыночная капитализация, $млн. |
Ценовой потенциал акций |
|
Тулаэнерго |
РТС-2 |
0.04 |
-26% |
522.00 |
. |
22.19 |
1.81 |
|
Нижновэнерго |
АК&М |
37.17 |
1% |
3.92 |
1.06 |
145.67 |
1.11 |
|
Дальэнерго |
АК&М |
0.01 |
-22% |
12333.66 |
4110.79 |
86.34 |
1.59 |
|
Архэнерго |
РТС-2 |
0.10 |
9% |
344.41 |
70.64 |
35.30 |
2.12 |
|
Смоленскэнерго |
АК&М |
0.33 |
-8% |
199.35 |
43.32 |
64.99 |
1.05 |
|
Кировэнерго |
РТС-2 |
8.25 |
31% |
7.21 |
2.36 |
59.48 |
1.89 |
|
Ростовэнерго |
РТС-1 |
0.20 |
-25% |
770.36 |
231.43 |
156.38 |
2.92 |
|
Кубаньэнерго |
РТС-1 |
40.03 |
-26% |
3.57 |
0.00 |
143.04 |
1.29 |
|
Ульяновскэнерго |
АК&М |
2.21 |
-28% |
20.75 |
6.92 |
45.77 |
1.95 |
|
Ивэнерго |
АК&М |
0.21 |
-17% |
156.76 |
21.74 |
32.29 |
1.69 |
|
Алтайэнерго |
АК&М |
29.79 |
-15% |
1.61 |
0.52 |
47.92 |
1.51 |
|
Комиэнерго |
АК&М |
0.19 |
2% |
388.96 |
2.00 |
73.12 |
0.63 |
|
Вологдаэнерго |
АК&М |
4.33 |
-11% |
20.33 |
0.00 |
88.11 |
0.77 |
|
Ярэнерго |
АК&М |
8.50 |
-3% |
8.20 |
2.62 |
69.73 |
0.85 |
|
Сахалинэнерго |
АК&М |
0.17 |
-18% |
294.17 |
0.00 |
49.42 |
1.01 |
|
Магаданэнерго |
РТС-2 |
0.07 |
13% |
455.09 |
154.42 |
30.72 |
1.56 |
|
Липецкэнерго |
АК&М |
0.49 |
-22% |
155.58 |
0.00 |
76.70 |
0.58 |
|
Амурэнерго |
АК&М |
0.13 |
-16% |
353.98 |
80.51 |
46.02 |
1.05 |
|
Читаэнерго |
РТС-2 |
0.14 |
43% |
232.24 |
62.35 |
33.09 |
3.44 |
Таблица 7в. Комплексный инвестиционный анализ (крупных энергокомпаний).
|
Компания |
Торговая система |
Цена, $ 23.01.98 |
Изменение цены за месяц, % |
Количество обыкновенных акций, млн. шт. |
Количество привилегиро |
Рыночная капитализация, $млн. |
Ценовой потенциал акций |
|
Удмуртэнерго |
РТС-2 |
0.35 |
23% |
167.57 |
21.85 |
57.81 |
4.19 |
|
Астраханьэнерго |
АК&М |
0.09 |
10% |
773.90 |
0.00 |
65.78 |
0.97 |
|
Курганэнерго |
РТС-2 |
0.29 |
28% |
146.60 |
14.39 |
41.78 |
1.16 |
|
Cтавропольэнерго |
РТС-2 |
0.06 |
15% |
859.07 |
262.10 |
54.12 |
3.10 |
|
Владимирэнерго |
АК&М |
20.67 |
-25% |
2.43 |
0.00 |
50.23 |
2.80 |
|
Пензаэнерго |
АК&М |
0.29 |
-1% |
142.20 |
32.52 |
41.24 |
1.15 |
|
Орелэнерго |
АК&М |
0.12 |
-5% |
1925.49 |
445.89 |
23.49 |
1.66 |
|
Тамбовэнерго |
АК&М |
0.26 |
-3% |
152.62 |
21.82 |
38.92 |
0.38 |
|
Тверьэнерго |
РТС-2 |
0.12 |
60% |
345.78 |
115.74 |
41.49 |
1.04 |
|
Костромаэнерго |
АК&М |
0.06 |
-16% |
409.00 |
136.33 |
25.77 |
2.03 |
|
Курскэнерго |
АК&М |
0.04 |
н/д |
114.14 |
24.39 |
4.57 |
8.23 |
|
Новгородэнерго |
АК&М |
0.21 |
9% |
165.69 |
46.88 |
35.46 |
0.70 |
|
Томскэнерго |
РТС-2 |
0.10 |
-10% |
267.81 |
44.36 |
26.65 |
4.69 |
|
Воронежэнерго |
РТС-2 |
0.79 |
9% |
56.15 |
18.72 |
44.08 |
1.72 |
|
Бурятэнерго |
АК&М |
0.12 |
-16% |
256.05 |
0.00 |
29.45 |
1.98 |
|
Рязаньэнерго |
АК&М |
107.50 |
-18% |
0.31 |
0.00 |
33.20 |
2.05 |
|
Марийэнерго |
АК&М |
0.19 |
-24% |
106.84 |
10.83 |
20.62 |
1.54 |
|
Брянскэнерго |
АК&М |
2.80 |
н/д |
9.51 |
3.15 |
26.62 |
0.52 |
|
Белгородэнерго |
АК&М |
44.88 |
-7% |
0.89 |
0.29 |
39.80 |
1.24 |
|
Псковэнерго |
РТС-2 |
0.12 |
-32% |
109.35 |
0.00 |
12.68 |
1.23 |
После проведения комплексного анализа предприятий отрасли стало возможным выделить следующие наиболее привлекательные акции: в группе крупнейших компаний – Самараэнерго, Свердловэнерго, Колэнерго и Новосибирскэнерго, в группе средних предприятий – Магаданэнерго, Тулаэнерго, Ульяновскэнерго, Сахалинэнерго и Читаэнерго, в группе небольших предприятий – Курскэнерго и Томскэнерго. Тем не менее данный вывод не может служить достаточным основанием для инвестирования. Для этой цели служит детальный анализ финансово-экономического состояния и производственно-технологических процессов на выбранных энергокомпаниях (т.н. "профиль" предприятия-эмитента).
Оглавление
1. Мировая конъюнктура *
2. Место отрасли в национальном хозяйстве РФ и бывшего СССР *
3. Структура энергетического комплекса *
4. Акционирование и установление прав собственности *
5. Реализация продукции и рынки сбыта *
5.1. Федеральный оптовый рынок энергии (мощности) *
5.2. Производство и потребление продукции *
5.3. Тарифы *
6. Состояние и динамика производства в отрасли *
6.1. Проблема топлива для тепловых станций *
6.2. Текущее состояние отрасли *
6.3. Прогноз финансовых результатов *
7. Инвестиции и рынок акций *
8. Сравнительный анализ инвестиционной привлекательности *