Темы диссертаций по экономике » Финансы, денежное обращение и кредит

Влияние реформы в электроэнергетике России на стоимость энергокомпаний тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	кандидат экономических наук
Автор	Корнилов, Александр Анатольевич
Место защиты	Новосибирск
Год	2008
Шифр ВАК РФ	08.00.10

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Влияние реформы в электроэнергетике России на стоимость энергокомпаний"

003443570

На правах рукописи

КОРНИЛОВ Александр Анатольевич

ВЛИЯНИЕ РЕФОРМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ РОССИИ НА СТОИМОСТЬ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ

(МЕТОДИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РЕФОРМЫ)

Специальность - 08.00.10 - Финансы, денежное обращение

и кредит

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата экономических наук

1 в О К Г 2008

Новосибирск, 2008

003449570

Работа выпонена в Новосибирском государственном университете на кафедре экономической теории экономического факультета.

Научный руководитель: доктор экономических наук

Суслов Никита Иванович

Официальные оппоненты доктор экономических наук, профессор

Новиков Александр Владимирович

кандидат экономических наук Бекарева Светлана Викторовна

Ведущая организация Новосибирский государственный техни-

ческий университет

Защита состоится 24 октября 2008 г. в 14 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д.003.001.02 при Институте экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения РАН по адресу: 630090, г. Новосибирск, проспект Академика Лаврентьева, 17, конференц-зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения РАН.

Автореферат разослан 24 сентября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат экономических наук

Ягольницер М.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Актуальность проблемы. Электроэнергетика является важнейшим сектором экономики России. Согласно данным ФСГС РФ, в 2007 г. вид деятельности по разделу Е. Производство и распределение электроэнергии, газа и воды обеспечивал около 11% выпуска промышленных видов деятельности, при этом на его долю приходилось более 30% основных фондов, 19,5% инвестиций в основной капитал и более 13% занятых промышленного производства. Продукция электроэнергетики является фактором стратегического значения, поскольку обеспечивает надёжность и развитие технологий, комфортность жизни людей, а также в больших объёмах используется в экспортном секторе экономики России, которая в значительной мере специализируется на производстве энергоёмкой продукции. По имеющимся данным в последнее десятилетие прошлого века страна косвенным образом -в экспортируемых товарах - вывозила за рубеж до 30% всей производимой электрической и тепловой энергии.

Дальнейшее развитие страны предъявляет особые требования к развитию электроэнергетики - сектора, во многом обеспечивающего надёжность функционирования экономики и научно-технический прогресс. Даже с учётом значительного снижения электроёмкости производства в ближайшие два-два с половиной десятилетия выпуск электроэнергии дожен удвоиться, что потребует реализации масштабных инвестиционных программ по вводу новых мощностей, развитию транспортных и распределительных сетей, сбытовой инфраструктуры, повышению надёжности теплового хозяйства. Уход государства от прямого инвестирования экономики и энергетики усиливает актуальность повышения инвестиционной привлекательности электроэнергетического сектора России для частных инвесторов. Для последних важнейшим индикатором условий инвестирования является текущая и ожидаемая капитализация энергокомпаний. В свою очередь, капитализация указанных компаний зависит от успешности хода и завершения реформ, перспективной динамики тарифов на энергию.

Ключевой особенностью российского электроэнергетического сектора является тот факт, что он подвергся, пожалуй, самым масштабным реформенным преобразованиям за последние годы в России. На протяжении всего периода реформирования российской электроэнергетики и трансформации сложившихся институ-

тов в среде учёных, специалистов и практиков велись активные дебаты относительно необходимости проведения реформы, а также её перспектив и последствий. Начатая ещё в 1998 г. реформа электроэнергетики сегодня идёт поным ходом, захватив все сферы функционирования отрасли, и уже вошла в свой финальный цикл. В 2003 г. был принят Правительственный пакет законов о реформе отрасли, наметивший её ключевые направления и контуры целевой структуры сектора, а также определивший основные правила взаимоотношений между его агентами. С момента обострения проблемы дефицита мощности и вынужденного ввода ограничений потребления электроэнергии в ряде наиболее проблемных регионов зимой 2006 г. Правительство РФ объявило новый курс политики в электроэнергетике. Он акцентирован на решении проблемы привлечения инвестиций в сектор, который со всей большей очевидностью является лузким местом развития российской экономики.

В то же время необходимо констатировать, что, несмотря на активную фазу реформирования электроэнергетики в России, ощущается некоторое отставание научных обоснований реформы с позиций её экономических последствий и финансовых результатов. Серьёзным пробелом при этом является практическое отсутствие каких-либо количественных оценок возможных последствий и эффектов реформирования данной сферы хозяйства. Идеологи реформы предпочитают лишь оглядываться на опыт других стран мира, главным образом, позитивный. Вместе с тем вряд ли приходится сомневаться, что её ход и результаты затрагивают многочисленные стороны экономической жизни страны - цены, доходы, инвестиции, научно-технический прогресс, экономический рост. В России уже создан и активно развивается сложнейший институт рынка электроэнергии - новый оптовый рынок электроэнергии (мощности) - не имеющий по своим масштабам аналогов ни в одной стране мира, готовятся шаги по его дальнейшей либерализации. Возникли совершенно новые субъекты хозяйственной жизни, коренным образом меняется система поставок и ценообразования в отрасли, привлечения и источников инвестиций.

Представляется, что одним из обобщающих показателей эффективности реформ в электроэнергетике является стоимость предприятий отрасли, отражающая не только текущее состояние компаний, но и формирующиеся ожидания инвесторов относительно их будущего развития, а следовательно, привлекательно-

сти для вложений. Показательно, что в конце 2007 г. стоимость генерирующего бизнеса России, исходя из рыночной капитализации публичных генерирующих компаний, была в 12 раз выше, чем в начале 2003 г., когда реформа реально стартовала: 600 дол. США за 1 кВт генерирующей мощности по сравнению с 50 дол. В других сегментах сектора (распределительные сети, магистральные сети, сбытовой сегмент) рост был скромнее, но также значимым. Возникает вопрос, какое воздействие на указанный рост оказала реформа и не объясняется ли он другими, возможно, конъюнктурными факторами?

Безусловно, подход оценки рыночной стоимости энергокомпаний - не единственно возможный в анализе последствий реформы электроэнергетики, поскольку есть ещё социальные, экологические и прочие последствия, которые очень трудно оценить на основе денежных потоков. Однако данный подход весьма показателен, поскольку стоимость бизнеса и капитализация компаний, являясь, по сути, оценкой текущей стоимости ожидаемой прибыли, сегодня всё шире входит в практику менеджмента. Указанные индикаторы становятся главным критерием работы предприятия с точки зрения его собственников, постепенно отодвигая на второй план такие более привычные для отечественных предпринимателей критерии, как рентабельность, прибыль и прочие финансовые показатели. Капитализация отражает независимый взгляд участников рынка на деятельность компаний. От величины этого показателя зависит стоимость привлекаемого компанией капитала. Наконец, рыночная стоимость российских энергокомпаний приобрела особую значимость в рамках реформы в связи с необходимостью привлечения инвестиционных ресурсов посредством продажи пакетов акций генерирующих компаний различным стратегическим инвесторам.

По этим причинам развитие и апробация методов оценки стоимости энергокомпаний в зависимости от условий реформирования сектора электроэнергетики приобрело, по нашему мнению, первостепенную важность.

Цель исследования - разработать методику анализа последствий реформирования российской электроэнергетики с позиций стоимостного подхода, и с помощью указанной методики дать количественную оценку влияния реформы на стоимость бизнеса реформируемых компаний.

Реализация цели предусматривает решение следующих задач:

Х проанализировать существующие подходы к оценке бизнеса, в том числе с учётом специфики компаний электроэнергетики;

Х проанализировать существующие методические подходы к моделированию рынка электроэнергии и прогнозированию цен;

Х основываясь на специфических особенностях российского рынка электроэнергии, разработать методический аппарат для построения догосрочных прогнозов рыночных цен на электроэнергию и на мощность;

Х разработать методики оценки стоимости энергокомпаний с применением сценарных расчётов в зависимости от условий реализации реформы (сценарии Нет реформы и Реформа);

Х провести оценку стоимости активов АО-энерго и АО-станций согласно двум сценариям на основе предложенных методик, и сопоставить результаты, оценив количественно влияние реформы на стоимость бизнеса компаний отрасли;

Х провести факторный анализ изменения стоимости генерирующего бизнеса в результате реформы отрасли.

Объект исследования - российская электроэнергетика и составляющие ее компании: АО-энерго и АО-станции в их дореформенном состоянии, и компании сектора, образуемые в результате реформы - ОГК, ТГК, ГидроОГК, МРСК и РСК, Федеральная сетевая компания и МСК, а также энергосбытовые компании.

Предмет исследования - стоимость акционерного капитала (equity value) российских электроэнергетических компаний и методики оценки стоимости в системе их взаимосвязей.

Область исследования - 7.3 Теоретические и методологические вопросы оценки рыночной стоимости фирмы Паспорта номенклатуры специальностей научных работников (экономические науки).

Теоретической н методологической базой исследования

явились работы ведущих отечественных и зарубежных специалистов в области оценки бизнеса, корпоративных финансов, экономики электроэнергетики, а также законодательные и нормативные акты, регулирующие деятельность электроэнергетики.

В основе предложенной автором модели DCF для оценки стоимости энергокомпаний согласно двум сценариям лежат работы А. Дамодарана (A. Damodaran) в части оценки стоимости биз-

неса, а также монография Дж. Тджя (J. Tjia), посвященная моделированию и прогнозированию показателей финансовой деятельности компании. В частности, при построении моделей оценки стоимости российских энергокомпаний автор применил механизм корректировки бухгатерского баланса, описанный в работе Tjia J. Building financial models и предусматривающий итерационный процесс выравнивания правой и левой частей баланса с учётом выпонения основного бухгатерского тождества.

В части разработки модели рынка электроэнергии автор базировася на хорошо известной в мировой практике работе Schweppe F.C., Caramanis М.С., Tabors R.D., Bohm R.E. Spot Pricing of Electricity, одной из первых работ, посвященных математическому описанию и моделированию спотовых цен с учётом основных технологических принципов функционирования отрасли на примере Англии и Уэльса. Изучение проблем моделирования рынков электроэнергии и цен за рубежом, представленное в сборнике Modelling Prices in Competitive Electricity Market под ред. Д. Бунна, оказалось также весьма полезным при разработке модели российского рынка и проведении практических расчётов на её основе.

В целом в своей работе автор опирася на подходы и методы оценки стоимости бизнеса, а также моделирования рынков электроэнергии отечественных (С. Вадайцев, А. Гамм, С. Гладкий, В. Горевой, А. Грехов, А. Грязнова, В. Есипов, Е. Иванов, В. Ки-тушин, Н. Кожевников, Ю. Козырь, Н. Лисицын, М. Лычагин, Л. Меламед, Н. Мироносецкий, А. Мишура, В. Рутгайзер, А. Сер-биновская, О. Сидорова, Н. Симионова, Р. Симионов, Н. Суслов, Г. Сычева, В. Титов, А. Тукенов, В. Царев, и др.) и зарубежных (С. Беннинга, Р. Брейли, Э. Бригхам, Д. Бунн, А. Вуд, Э. Галон, Б. Грэм, А. Дамодаран, Д. Додд, Д. Киршен, С. Коттл, Т. Коуп-ленд, Б. Криш, Ч. Ли, Дж. Маканси, Р. Мюррей, Б. Нидс, К. Проктор, Ф. Рейли, Дж. Тджя, Дж. Уайт, Дж. Уильяме, Дж. Финнерти, Д. Хем, Э. Хоуп, У. Шарп, М. Шахидепур, Ф. Швепп, Н. Энтил, Э. Эполар, и др.) экспертов.

Информационная базой исследования послужили данные годовой финансовой отчётности российских электроэнергетических компаний, а также Федеральной службы государственной статистики, Системного оператора ЕЭС России, Министерства энергетики РФ, Минэкономразвития РФ, аналитические материалы РАО ЕЭС России, статистические данные ООН и Международного энергетического агентства.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Детально разработан методический подход для оценки стоимости российских электроэнергетических компаний как в зависимости от типа бизнеса (генерация, передача, распределение и сбыт), так и от сценария (без реформы отрасли и с реформой) с учётом особенностей реформы электроэнергетики в России.

2. Разработана балансовая динамическая модель рынка электроэнергии в России, позволяющая строить догосрочные прогнозы динамики оптовых цен на электроэнергию с учётом влияния трёх факторов: изменение цен на топливо, динамика спроса и ввод (вывод) генерирующих мощностей. На основе модели проведены расчёты и построены прогнозы цен на электроэнергию на период до 2020 г. в разбивке по ОЭС.

3. Предложен методический аппарат, позволяющий оценить экономически обоснованную рыночную плату за мощность для проектов ОГК по строительству новых электростанций. На основе расчётов согласно методике определены размеры требуемой платы за мощность для всех 23 проектов новых станций ОГК.

4. Впервые получены количественные оценки влияния реформы электроэнергетики в России на агрегированную стоимость активов дореформенных энергокомпаний (АО-энерго и АО-станций).

5. Проведён детальный анализ факторов, повлекших рост стоимости генерирующего бизнеса в результате реформы отрасли.

Теоретическая значимость работы состоит: 1) в разработке методического аппарата оценки стоимости российских электроэнергетических компаний согласно двум различным сценариям (Нет реформы и Реформа); 2) в разработке экономико-математической модели рынка электроэнергии в России, позволяющей строить догосрочные прогнозы цен на электроэнергию.

Практическая значимость состоит в возможности применения предложенной методики оценки энергокомпаний в рамках процесса управления их стоимостью со стороны менеджмента электроэнергетических предприятий. Кроме того, разработанная в рамках исследования и опубликованная в работах автора модель отечественного рынка электроэнергии может быть использована менеджментом энергокомпаний, инвесторами, а также управляющими органами в электроэнергетике как инструмент прогнозирования динамики цен на электроэнергию на свободном рынке.

Апробация результатов исследования. Разработанная методика оценки стоимости российских электроэнергетических компаний применяется в работе Отдела аналитических исследований Управления рынков и акций ОАО Альфа-Банк (г. Москва) для оценки инвестиционной привлекательности акций предприятий отечественной электроэнергетики. К предложенной в работе модели рынка электроэнергии в настоящий момент проявляют серьёзный интерес российские генерирующие компании, а также стратегические инвесторы в российскую электроэнергетику.

Основные положения диссертации обсуждались на заседаниях межкафедрального научно-методического семинара, кафедр экономической теории и Финансы и кредит экономического факультета Новосибирского государственного университета, научного совета отдела анализа и прогнозирования развития отраслевых систем Института экономики и организации промышленного производства Сибирского отделения РАН.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 3 печатные работы.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трёх глав основного текста, заключения и списка литературы, изложенных на 177 страницах машинописного текста, включающего 28 таблиц и 21 рисунок, а также восьми приложений. Список литературы включает 133 источника.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе Методический аспект оценки российских электроэнергетических компаний в свете реформы отрасли проводится обзор исследований в области оценки бизнеса, при этом внимание акцентируется на публикациях в части моделирования и оценки предприятий российской электроэнергетики в контексте реформирования отрасли. Также анализируются публикации, посвященные моделированию рынка электроэнергии и прогнозированию спотовых цен. Во второй части главы обсуждаются особенности реформы российской электроэнергетики в текущий период времени.

К числу наиболее известных зарубежных исследователей в области оценки бизнеса можно отнести Б. Грэма, Д. Додда, Дж. Вильямса, А. Дамодарана, Т. Коупленда, в то время как среди отечественных авторов наиболее известны В. Рутгайзер, А. Грязнова, В. Царев, А. Канторович, и др. Несмотря на обширный охват про-

блем и объектов, глубину научных и практических результатов, указанные исследования до сих пор мало касались методических вопросов оценки электроэнергетических предприятий в России. Реформирование российской электроэнергетики обсуждается в литературе во многих аспектах и с различных сторон - как её идеологами, так и противниками. Затрагиваются и вопросы возможных последствий либерализации рынков, ухода государства от инвестирования, появления новых субъектов и правил хозяйствования. Вместе с тем модельно-методические вопросы такой оценки, доведение прогнозов до количественных характеристик не получают достаточного развития. Отсутствуют проработки как в части развития методического аппарата для оценки стоимости бизнеса компаний отечественной электроэнергетики, так и в части собственно получения оценок влияния реформы на финансовое положение компаний отрасли.

Особого внимания заслуживает методика построения догосрочных прогнозов тарифов на электроэнергию, которые необходимы для построения адекватного инструментария для оценки энергокомпаний согласно сценарию Реформа. Анализ проведённых исследований показал, что среди отечественных исследований основное внимание уделяется краткосрочному (до 1 года) прогнозированию рыночных цен на электроэнергию (см. работы Е. Иванова, Е. Калечица, С. Коморника, и др.), в то время как догосрочным прогнозам внимания не уделяется. Однако зарубежные подходы в этой области (например, Д. Бунн, Ф. Швепп, М. Караманис, Р. Таборе, и пр.) не всегда применимы в России в силу специфики функционирования различных национальных рынков электроэнергии. В то же время в силу отсутствия рынка производных инструментов на оптовом рынке электроэнергии в России в отличие от более зрелых зарубежных рынков методический аппарат для построения догосрочных прогнозов цен более востребован.

Анализ мирового опыта реформирования электроэнергетики позволяет выделить следующие ключевые элементы реформы: реорганизация, предусматривающая отделение конкурентных видов бизнеса (генерации и сбыта) от естественно-монопольных (передача и распределение), ключевое изменение принципов ценообразования, включая либерализацию рынка электроэнергии, а также переход на более эффективные методы тарифного регулирования для естественно-монопольных видов бизнеса.

Реформе электроэнергетики в России, стартовавшей де-факто в 2003 г., способствовали следующие предпосыки: высокая степень износа основных фондов (свыше 70%); исходно непрозрачная и непривлекательная для инвесторов структура отрасли; неэффективное государственное тарифообразование; перекрёстное субсидирование; а также ускорившийся рост потребления электроэнергии в России.

Реформа российской электроэнергетики, в целом заимствовавшая опыт либерализации электроэнергетической отрасли зарубежных стран, включает следующие элементы: реорганизация энергокомпаний (разделение вертикально-интегрированных АО-энерго, а также ходинга РАО ЕЭС России по видам бизнеса, с последующей горизонтальной интеграцией выделенных компаний в целевые компании отрасли); создание системы эффективных рыночных отношений (запуск либерализации рынка электроэнергии); обеспечение эффективной и прозрачной системы госрегулирования тарифов естественных монополий; обеспечение недискриминационного доступа к сетям.

В рамках текущего этапа реформы завершено формирование целевой структуры отрасли, запущен и функционирует свободный сегмент рынка электроэнергии (НОРЭМ); практически поностью завершён процесс приватизации ОГК и ТГК с привлечением предусмотренных инвестиционной программой отрасли средств для инвестиций; дан старт реализации масштабной инвестиционной программы отрасли в объёме 102 мрд дол. на срок до 2010 г.

Однако ряд проблем в рамках реформы ещё предстоит решить. К их числу относятся: запуск и развитие рынка мощности, запуск прочих субрынков на ОРЭМ (рынок системных услуг, рынок производных финансовых инструментов, рынок финансовых прав на передачу), смена тарифной парадигмы для сетевых компаний (переход на тарифообразование на основе нормы доходности на инвестированный капитал), либерализация розничных цен на электроэнергию для населения, а также подход к регулированию тарифов на тепло.

Вторая глава Оценка стоимости энергокомпаний согласно сценарию Нет реформыû посвящена вопросам разработки методического подхода к оценке электроэнергетических компаний согласно первому сценарию, предполагающему, что компании сохраняют свою дореформенную структуру. При этом принципы

ценообразования остаются неизменными, т.е. реформа электроэнергетики поностью отсутствует. Далее на основе предложенной методики представлены результаты оценки рыночной стоимости активов дореформенных АО-энерго и АО-станций согласно сценарию Нет реформы. Приведён пример оценки стоимости АО-энерго согласно предложенной методике на основе ОАО Са-мараэнерго.

Среди существующих подходов к оценке бизнеса для оценки стоимости российских энергокомпаний согласно сценарию Нет реформы была разработана модель DCF (дисконтированных денежных потоков), поскольку именно этот подход позволяет оценить разницу в стоимости энергокомпаний, связанную с реформой отрасли, посредством отражения соответствующих изменений на моделируемых денежных потоках компаний. При этом в главе представлено формальное описание модели DCF для дореформенных энергокомпаний с учётом специфики отрасли.

Модель оценки энергокомпаний до реформы состоит из двух блоков: производственного и финансового. В производственном блоке моделируется динамика основных производственных показателей компании, включая производство и отпуск электро- и теп-лоэнергии, а результатом является прогнозная динамика выручки и себестоимости. Эти данные являются входными в финансовом блоке модели, где моделируются показатели отчёта о прибылях и убытках и бухгатерского баланса энергокомпании. При этом для построения прогнозного бухгатерского баланса используется реализованный автором в MS Excel итерационный механизм корректировки баланса, подразумевающий выравнивание активной и пассивной частей баланса для соблюдения основного бухгатерского тождества. Далее на основе построенных прогнозов отчёта о прибылях и убытках и бухгатерского баланса рассчитываются свободные денежные потоки (FCF) энергокомпании по следующей формуле:

FCFF, = EBIT, (1 - tax,) + D, - Сарех, - AWC,,

где EBITt - операционный доход компании в году f, taxt - эффективная ставка налога на прибыль в году t\ Dt - размер амортизационных отчислений в году f, Сарехt - капитальные затраты в году AWC, - изменение рабочего капитала в году t по сравнению с годом t-1.

Сумма приведенной стоимости свободных денежных потоков в совокупности с постпрогнозной стоимостью составляет стоимость компании (EV). Вычитая величину чистого дога, можно получить оценку рыночной капитализации компании, или стоимости её акционерного капитала (equity).

Ключевыми предположениями для оценки российских энергокомпаний, согласно представленной методике оценки, являются следующие: темпы роста выработки и отпуска электроэнергии задаются равными прогнозируемым темпам роста потребления электроэнергии в соответствующих ОЭС; для ТЭЦ максимальный КИУМ (коэффициент использования установленной мощности, отражающий загрузку генерирующего оборудования в течение года по сравнению с максимально возможной выработкой электроэнергии) по электроэнергии ограничен 60%, для ГРЭС - 70%; темпы роста тарифов на электроэнергию и тепло, а также темпы роста основных статей затрат заданы на уровне инфляции; динамика основных средств заданна, исходя из предположения простого воспроизводства основных фондов предприятия; безрисковая процентная ставка определена на уровне 5,8% годовых; коэффициент р (бета-коэффициент, согласно финансовой теории являющийся мерой волатильности, или систематического риска заданного финансового инструмента в сравнении с рынком в целом) принят на уровне 1,3, в то время как премия за риск оценена на уровне 6,0%; постпрогнозный темп роста равнее 1,5%. Модель DCF строится для дореформенных АО-энерго и АО-станций на основе их отчётной информации за 2004 г., горизонт прогнозирования ограничен 2020 г., в то время как стоимость компании определяется на 1 января 2008 г.

В главе представлен пример оценки дореформенной компании на примере ОАО Самараэнерго. В соответствии с предложенной методикой стоимость компании (EV) на начало 2008 г. в предположении отсутствия реформы отрасли определена на уровне 1,2 мн дол., что также подразумевает стоимость акционерного капитала на уровне 1,3 мн дол.

Аналогичным образом были проведены расчёты для оценки 94 дореформенных энергокомпаний (64 - АО-энерго и 30 -АО-станций). При этом те дореформенные компании, которые реформа электроэнергетики не затронула (к их числу относятся изолированные энергосистемы - Магаданэнерго, Камчатскэнерго, Сахалинэнерго, Якутскэнерго, Янтарьэнерго, а также бывшие

АО-энерго Дальнего Востока, консолидированные в ОАО ДЭК), были исключены из анализа. Логика заключается в том, что институциональная среда для них не изменилась, а как следствие не изменились и факторы, влияющие на их стоимость. Тем самым теоретически стоимость этих энергокомпаний не изменилась в результате реформы электроэнергетики, которая их не затронула.

Совокупная стоимость электроэнергетических компаний (ЕУ) согласно сценарию Нет реформы составляет 69,4 мн дол., что соответствует совокупной рыночной капитализации отрасли на уровне 67,0 мн дол.

В третьей главе Оценка стоимости энергокомпаний согласно сценарию Реформаû представлено развёрнутое описание балансовой динамической модели рынка электроэнергии, разработанной автором для построения догосрочных прогнозов цен на электроэнергию, которые далее используются в оценке стоимости генерирующего бизнеса согласно сценарию Реформа. Согласно расчётам на основе данной модели, а также базы данных участников рынка, созданной автором с использованием публичной информации, представлены догосрочные прогнозы среднегодовых цен на электроэнергию в разбивке по ОЭС. В главе также предложена методика оценки стоимости электроэнергетических компаний согласно сценарию Реформа, предполагающей оценку уже постреформенных целевых компаний отрасли в соответствии со всеми канонами реформы. На основе предложенной методики представлены результаты оценки стоимости активов, рассматривавшихся работе АО-энерго и АО-станций согласно сценарию Реформа. Результаты оценки согласно двум сценариям (Реформа и Нет реформы) сопоставлены друг с другом, результатом чего является количественная оценка влияния реформы отрасли на стоимости активов реформируемых энергокомпаний. Отдельно в главе также представлен детальный анализ факторов, повлекших рост стоимости генерирующего бизнеса, а также предложена методика определения рыночной платы за мощность для текущих инвестиционных проектов ОГК на основе ОТУ-моделей и требуемой ставки ШИ.

В рамках диссертации автором разработан экономико-математический аппарат, названный моделью рыка электроэнергии, который позволяет строить догосрочные прогнозы оптовых цен на электроэнергию на отечественном рынке, учитывая влияние

трёх основных факторов: рост потребления, рост цен на топливо и ввод (вывод) генерирующей мощности (появление новых участников). В основе методики прогнозирования лежит балансовая динамическая модель, основанная на уравнениях равновесия спроса и предложения в динамике. Кроме того, модель основана на принципе маржинального ценообразования, который в настоящий момент реализован в действующей модели рынка электроэнергии в России. В модели выделяются два основных блока -предложения и спроса. Моделирование спроса основано на предположении абсолютной неэластичности. В свою очередь, предложение разбивается на две части - ценопринимающее и цено-определяющее предложение, при этом каждая часть моделируется по отдельности. В модели учитываются различные режимы работы тепловых электростанций, а также особенности функционирования ГЭС и АЭС.

На основе модели были проведены расчёты, базирующиеся на обширной эмпирической базе данных по участникам рынка, созданной автором на основе публичной информации. В результате получены прогнозы темпов роста цен на электроэнергию в разбивке по ОЭС, которые затем были использованы для построения ВСБ-моделей для оценки стоимости генерирующих компаний в соответствии со сценарием Реформа. Ключевым выводом является то, что, несмотря на рост цен на топливо и спроса, прогнозируемые темпы роста цен на электроэнергию оказываются существенно ниже ожидаемого темпа роста цен на топливо. Это объясняется проектируемым сегодняшними участниками рынка массированным вводом новой мощности, приходящимся в основном на период 2009-2012 гг. Прогнозируемая в рамках исследования динамика цен на электроэнергию на основе проведенных расчетов согласно модели рынка электроэнергии представлены в табл. 1.

Для целей оценки энергокомпаний согласно сценарию Реформа рассматриваются уже компании целевой структуры отрасли, т.е. созданные в результате реформы новые энергокомпании, но на базе активов рассматриваемых в главе 2 АО-энерго и АО-станций. При этом методика оценки согласно сценарию Реформа рассматривается отдельно для генерирующего, магист-рально-сетевого, распределительно-сетевого и сбытового сегментов электроэнергетического бизнеса.

Таблица 1

Результаты расчётов цен па основе модели рынка электроэнергии (руб./МВтч)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Центр

Цена 570 675 637 741 839 1027 1134 1276 1372 1425 1472 1516 1577 1624

Темп роста н/п 1 18 0 94 1.16 1 13 1 22 1 10 1 13 1 08 1 04 1 03 1 03 1 04 1 03

Северо-Запад

Цена 530 626 623 751 857 1055 1192 1143 1301 1343 1372 1376 1431 1474

Темп роста н/п 1 18 0 99 1 21 1 14 1 23 1 13 0 96 1 14 1 03 1 02 1 00 1 04 1 03

Средняя Вога

Цена 535 683 786 922 1034 1203 1352 1437 1487 1555 1595 1643 1692 1743

Темп роста н/п 1 28 1 15 1 17 1 12 1 16 1 12 1 06 1 04 1 05 1 03 1 03 1 03 1.03

Юг

Цена 585 746 899 1099 1023 1256 1419 1525 1525 1571 1618 1666 1716 1768

Темп роста н/п 1 28 1 20 1 22 0 93 1 23 1.13 1 07 1 00 1.03 1 03 1 03 1 03 1 03

Урал

Цена 564 680 759 783 891 1076 1226 1305 1427 1489 1566 1595 1645 1695

Темп роста н/п 1 21 1 12 1 03 1 14 1 21 1 14 1 06 1 09 1 04 1 05 1 02 1 03 1 03

Сибирь

Цена 290 450 508 572 632 701 763 839 914 988 1057 1109 1165 1200

Темп роста н/п 1 14 1 13 1 13 1.11 1 11 1 09 1.10 1 09 1 08 1 07 1 05 1 05 I 03

Для оценки генерирующих компаний (ОГК, ТГК и Гидро-ОГК) построены модели DCF (дисконтированных денежных потоков) по аналогии с методикой, описанной в главе 2, но с существенными корректировками: модели строились с выделением отдельных станций, используя в качестве входных данных выходные данные из модели рынка электроэнергии (в первую очередь технико-экономические показатели электростанций); в модели были включены новые электростанций, строительство и запуск которых подразумеваются инвестиционными программами компаний; в динамику затрат был заложен так называемый лefficiency gain, отражающий рост операционной эффективности компаний; отдельно рассматривается динамика рыночной платы за мощность.

Для определения уровня возможной рыночной платы за мощность для новых генерирующих объектов ОГК в условиях отсутствия адекватных ценовых сигналов с рынка мощности предложена методика, позволяющая оценить требуемый уровень платы за мощность. Для этого строятся модели NPV (чистая текущая стоимость) для всех 23 проектов, реализуемых сегодня ОГК. В модель денежных потоков каждого проекта включены те прогнозы цен на электроэнергию (без учёта мощности), которые получены из модели рынка электроэнергии. Затем подбором параметра определяется та требуемая плата за мощность, которая обеспечивает как минимум 13% IRR (internal rate of return) по каждому проекту. В результате сделан вывод о том, что ряд проектов выглядят очень рискованными для ОГК, поскольку экономически оправданная для них плата за мощность в текущих ценах запредельно высока, превышая текущий уровень среднего регулируемого тарифа на мощность в России в 4 раза. В моделях оценки генерирующих компаний максимальная плата за мощность ограничена уровнем 250 тыс. руб./МВт в месяц (в ценах 2008 г.), отражая риски завышения оценки платы за мощность, и, как следствие, оценки генкомпаний, в случае если рыночные сигналы окажутся ниже ожиданий. Результаты оценки экономически обоснованной платы за мощность для новых проектов ОГК представлены в табл. 2.

Совокупная оценка стоимости генерирующего бизнеса согласно сценарию Реформа составляет 72,9 мн дол., что соответствует совокупной рыночной стоимости акционерного капитала генерирующих компаний в 76,3 мн дол.

Табш/а 2

Минимальная требуемая плата за мощность для инвестиционных проектов ОГК (расчеты автора)

Название проекта Ком- ОЭС Требуемая плата за мощ- КРУ/кВт,

пания ность (ЖЯ=13%), руб/МВт/меся щ (цена 2008 г) дол /кВт

Южноуральская ГРЭС - угольный блок ОГК-3 Урала 486,2 331

Южноуральская ПГУ ОГК-3 Урала 476,2 300

Черепетская ГРЭС - 2 угольные турбины ОГК-3 Центра 466,1 283

Уренгойская газовая турбина ОГК-1 Урала 422,8 330

Верхнетагильская ПГУ ОГК-1 Урала 376,9 184

Новочеркасская ГРЭС - угольный блок ОГК-6 Юга 358,7 247

Череповецкая ГРЭС - угольный блок ОГК-6 Центра 358,0 197

Троицкая ГРЭС - угольный блок ОГК-2 Урала 338,7 259

Шатурская ПГУ ОГК-4 Центра 314,9 215

Яйвинская ПГУ ОГК-4 Урала 304,3 222

Среднеурапьская ПГУ ОГК-5 Урала 296,4 223

Костромская ПГУ ОГК-3 Центра 251,7 165

Харанорская ГРЭС - угольная турбина ОГК-3 Сибири 244,6 247

Сургутские ПГУ (х2) ОГК-4 Урала 234,7 211

Каширская ГРЭС - угольный блок ОГК-1 Центра 217,6 128

Ставропольская ПГУ ОГК-2 Юга 152,1 167

Киришская ПГУ ОГК-6 Северо-Запада 142,4 127

Невинномысская ПГУ ОГК-5 Юга 121,0 192

Пермская ПГУ ОГК-1 Урала 119,3 109

Нижневартовская ПГУ -1 ОГК-1 Урала 98,9 162

Нижневартовская ПГУ -2 ОГК-1 Урала 92,3 112

Березовская ГРЭС - угольная турбина ОГК-4 Сибири 43,0 133

ГРЭС-24 ПГУ ОГК-6 Центра 12,6 54

Для оценки стоимости сетевых компаний применение метода дисконтированных денежных потоков в настоящий момент не представляется возможным в силу отсутствия ясности правил тарифного регулирования этих компаний на основе метода доходности на инвестированный капитал. В результате для оценки компаний предложено использование двух подходов: затратного и сравнительного. Затратный подход даёт возможность отразить в оценке потенциальную рыночную стоимость инвестированного капитала, на основе которого будут рассчитаны тарифы для сетевых компаний согласно новой методике тарифообразования. Сравнительный метод позволяет получить некий целевой уровень

стоимости российских сетевых компаний на основе стоимостных мультипликаторов зарубежных сетевых компаний, регулируемых на основе доходности на инвестированный капитал.

Оценка совокупной стоимости распределительных сетевых компаний (EV) согласно сценарию Реформа составляет 29,8 мн дол., в то время как рыночная капитализация - 29,1 мн дол. Аналогичная оценка совокупной EV магистральных сетей составляет 4,7 мн дол., капитализации - 4,6 мн дол.

Для оценки сбытовых компаний использован метод сравнительных коэффициентов, основанный на результатах сделок по продаже энергосбытовых активов РАО ЕЭС. Итоговая оценка совокупной стоимости энергосбытовых активов бывших АО-энерго составляет 3,0 мн дол., что соответствует совокупной стоимости акционерного капитала этих компаний в 2,9 мн дол.

В рамках исследования были также оценены так называемые независимые АО-энерго, которые пока сохранили свою вертикально-интегрированную структуру, однако подвержены целиком и поностью реформенным преобразованиям в части ценообразования. Эти компании оценивались как сумма составных частей различных направлений их бизнеса - генерации, передачи, распределения и сбыта, основываясь на соответствующих методиках оценки этих видов бизнеса.

Итоговая оценка стоимости четырёх интегрированных АО-энерго согласно сценарию Реформа составляет 13,8 мн дол., рыночная капитализация - 13,6 мн дол.

Сравнительный анализ оценки стоимости активов АО-энерго и АО-станций согласно двум антагонистическим сценариям, без реформы и с реформой, показывает очевидный рост совокупной стоимости энергокомпаний в результате реформы - совокупная капитализация компаний превышает капитализацию компаний в случае отсутствия реформы на 89% (126,5 мрд дол. против 67,0 мрд дол.). Идея сопоставления стоимости активов АО-энерго и АО-станций согласно двум сценариям для наглядности проилюстрирована на рис. 1. Эффект влияния реформы на стоимость компаний представлен на рис. 2.

На основе анализа факторов прироста стоимости сделан вывод, что удельная стоимость 1 кВт мощности генерирующего бизнеса возрастает благодаря реформе почти в 3 раза (на 190%). Среди основных причин такого прироста можно выделить следующие: рост операционной рентабельности в результате, во-

СЩтМ 2 OTP/CTbFBPORVVPyETO^

Генэредл -14ТГК

-ГцфоОГК

| Расгредепеше -111VPCK

Передача -СГСК

| С5>я - сбьговьЕ компасл

(энергосбыъф

Рис 1. Два подхода к оценке стоимости энергокомпаний

Рис. 2. Сопоставление результатов двух сценариев, мрд дол.

первых, либерализации рынка электроэнергии и возможности продавать электроэнергию по свободным ценам, определяемым наименее эффективным генератором, и, во-вторых, роста операционной эффективности и стимулов к сокращению затрат; запуск новых объектов генерации в результате реализации инвестиционной программы, что приводит к существенному росту EBITDA генерирующей компании; синергетический эффект в результате консолидации отдельных АО-станций в единые операционные генерирующие компании. Количественная оценка синергетического эффекта была оставлена за рамками настоящего исследования. Оценить количественно эффект реформы отрасли на стоимость сетево-18

го, а также сбытового бизнеса не представляется возможным, поскольку отсутствуют сопоставимые компании до реформы. И передача, и распределение, и сбыт являлись частью вертикально-интегрированных АО-энерго, которые не предоставляли своей ди-визиональной отчётности, что, в свою очередь, делает невозможным оценку составляющих бизнесов АО-энерго по отдельности.

В рамках проведённых исследований получены следующие основные результаты и выводы.

1. Проведённый анализ литературы в области оценки стоимости бизнеса показал, что она недостаточно акцентирована на мо-дельно-методических вопросах. Отсутствуют проработки как в части развития методического аппарата для оценки стоимости бизнеса компаний отечественной электроэнергетики, так и в части собственно получения оценок влияния реформы на финансовое положение компаний отрасли.

2. Анализ существующих исследований в области моделирования отечественного рынка электроэнергии и методики построения догосрочных прогнозов цен показывает, что этой проблематике также уделяется недостаточное внимание, что может объясняться относительной молодостью российского рынка электроэнергии. Отсутствие рынка производных финансовых инструментов делает разработку такого методического аппарата крайне востребованным, в частности, для оценки стоимости пост реформенных генерирующих компаний.

3. Разработанная с учётом изученных особенностей российского рынка электроэнергии балансовая динамическая модель рынка позволила построить догосрочные прогнозы цен на электроэнергию на основе анализа взаимодействия спроса и предложения с учётом трёх основных влияющих факторов: изменение цен на топливо, динамика спроса и ввод (вывод) генерирующей мощности.

Предложенная методика оценки требуемой экономически обоснованной платы за мощность, базирующаяся на анализе NPV проектов по строительству новых блоков электростанций с учётом требуемой ставки IRR, дала возможность оценить размеры требуемой рыночной платы за мощность для 23 реализуемых в настоящий момент проектов ОГК. Расчёты показали, что ряд проектов являются высокорискованными для акционеров ОГК в силу чрезмерно высокой требуемой платы за мощность для окупаемости проекта.

4. Анализ существующих подходов к оценке стоимости бизнеса, а также принятых решений Правительства в части измене-

ния ценообразования в электроэнергетике позволил разработать методический аппарат для оценки стоимости бизнеса российских энергокомпаний в зависимости от условий реализации реформы (сценарии Нет реформы и Реформа),

5. Предложенный методический подход к оценке стоимости бизнеса энергокомпаний позволил оценить агрегированную стоимость бизнеса отечественных АО-энерго и АО-станций, подвергшихся реформе, согласно двум различным сценариям - Нет реформы и Реформа. Это, в свою очередь, дало возможность оценить количественно эффект влияния реформы российской электроэнергетики на стоимость бизнеса компаний: агрегированная оценка стоимость акционерного капитала (equity value) дореформенных компаний изменяется в результате реформы с 67 мрд дол. до 126,5 мрд дол., что предполагает рост на 89%.

6. Сравнительный анализ удельной оценки 1 кВт мощности генерирующего бизнеса (EV/кВт) при двух сценариях оценки показал её рост на 190% (504 дол./кВт против 174 дол./кВт) в результате реформы электроэнергетики. Проведённый на основе расчётов анализ позволяет выделить следующие основные факторы, обуславливающие такой рост: увеличение операционной рентабельности генерирующего бизнеса; запуск новых объектов генерации в рамках инвестиционных программ; синергетический эффект в результате консолидации АО-станций в ОГК.

Оценить количественно эффект реформы отрасли на стоимость сетевого, а также сбытового бизнесов невозможно, поскольку отсутствуют сопоставимые компании-аналоги до реформы (в отличие от АО-станций и ОГК).

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Корнилов A.A. Влияние реформы электроэнергетики на стоимость энергокомпаний', методологический аспект II Вестник НГУ: Серия: Социально-экономические науки. - Новосибирск: Новосибирский государственный университет, 2008. Т. 6. Вып. 2. - С. 83-98.

2. Корнилов A.A. Инвестиционная привлекательность акций распределительных сетевых компаний // Рынок ценных бумаг. - 2007. -№ 6 (333). - С. 52-55.

3. Корнилов A.A. Перспективы инвестиций в российские распределительные сети // ЭКО. - 2007. - № 12. - С. 18-31.

Подписано в печать 18 сентября 2008 г Формат бумаги 60 х 84'б Гарнитура Тайме Объем 1,25 п л Уч -изд л 1,25 Тираж 100 экз Заказ № 106

Издательство ИЭОПП СО РАН Участок оперативной полиграфии Института экономики и организации промышленного производства СО РАН 630090, г Новосибирск, проспект Академика Лаврентьева, 17

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Корнилов, Александр Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I МЕТОДИЧЕСКИЙ АСПЕКТ ОЦЕНКИ РОССИЙСКИХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЙ В СВЕТЕ РЕФОРМЫ ОТРАСЛИ

1.1 Обзор подходов к оценке электроэнергетических компаний

1.1.1 Оценка бизнеса и моделирование деятельности предприятий в целом

1.1.2 Подходы к оценке электроэнергетических компаний

1.2 Общая характеристика российской электроэнергетики и особенности ее реформирования

1.2.1 Зарубежный опыт реформирования электроэнергетики: общая суть

1.2.2 Общий обзор российской электроэнергетики и ее состояние до реформы

1.2.3 Предпосыки и суть реформы

1.2.4 Текущее состояние отрасли и реформы

1.2.5 Проблемы, пока не решенные в рамках реформы

ГЛАВА II ОЦЕНКА СТОИМОСТИ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ СОГЛАСНО

СЦЕНАРИЮ НЕТ РЕФОРМЫ

2.1 Методика оценки согласно сценарию Нет реформы

2.1.1 Производственный блок

2.1.2 Финансовый блок

2.2 Оценка стоимости энергокомпаний без реформы: пример ОАО Самараэнерго

2.2.1 Ключевые предположения

2.2.2 Оценка стоимости ОАО Самараэнерго

2.3 Оценка энергокомпаний согласно сценарию Нет реформы: общие результаты расчетов

ГЛАВА III ОЦЕНКА СТОИМОСТИ ЭНЕРГОКОМПАНИЙ СОГЛАСНО

СЦЕНАРИЮ РЕФОРМА

3.1 Модель рынка электроэнергии

3.1.1 Общие предположения и принципы построения

3.1.2 Экономико-математическая модель рынка электроэнергии

3.1.3 Практические подходы и результаты расчетов

3.2 Оценка генерирующего бизнеса

3.2.1 Методика определения требуемой рыночной платы за мощность

3.2.2 Результаты оценки стоимости генерации

3.3 Оценка распределительного сетевого бизнеса

3.3.1 Затратный метод

3.3.2 Сравнительный метод 141 З.'З.З Результаты оценки стоимости распределительных сетей

3.4 Оценка магистрального сетевого бизнеса

3.4.1 Затратный подход

3.4.2 Сравнительный подход

3.5 Оценка сбытового бизнеса

3.6 Оценка вертикально-интегрированных АО-энерго

3.7 Стоимость ремонтно-сервисного бизнеса

3.8 Итоги оценки и сравнение результатов двух сценариев

3.9 Анализ факторов роста стоимости 153 Выводы

Диссертация: введение по экономике, на тему "Влияние реформы в электроэнергетике России на стоимость энергокомпаний"

Актуальность проблемы

Электроэнергетика является важнейшим сектором экономики России. Согласно данным ФСГС РФ, в 2007 г. вид деятельности по разделу Е. Производство и распределение электроэнергии, газа и воды обеспечивал около 11% выпуска промышленных видов деятельности, при этом на его долю приходилось более 30% основных фондов, 19,5% инвестиций в основной капитал и более 13% занятых промышленного производства. Продукция электроэнергетики является фактором стратегического значения, поскольку обеспечивает надежность и развитие технологий, комфортность жизни людей, а также в больших объемах используется в экспортном секторе экономики России, которая в значительной мере специализируется на производстве энергоемкой продукции. По имеющимся данным в последнее десятилетие прошлого века страна косвенным образом - в экспортируемых товарах - вывозила за рубеж до 30% всей производимой электрической и тепловой энергии [96].

Дальнейшее развитие страны предъявляет особые требования к развитию электроэнергетики - сектора, во многом обеспечивающего надежность функционирования экономики и научно-технический прогресс. Даже с учетом значительного снижения электроемкости производства в ближайшие два-два с половиной десятилетия выпуск электроэнергии дожен удвоиться, что потребует реализации масштабных инвестиционных программ по вводу новых мощностей, развитию транспортных и распределительных сетей, сбытовой инфраструктуры, повышению надежности теплового хозяйства. Уход государства от прямого инвестирования экономики и энергетики усиливает актуальность повышения инвестиционной привлекательности электроэнергетического сектора России для частных инвесторов. Для последних важнейшим индикатором условий инвестирования является текущая и ожидаемая капитализация энергокомпаний. В свою очередь капитализация указанных компаний зависит от успешности хода и завершения реформ, перспективной динамики тарифов на энергию.

Ключевой особенностью российского электроэнергетического сектора является тот факт, что он подвергся, пожалуй, самым масштабным реформенным преобразованиям за последние годы в России. На протяжении всего периода реформирования российской электроэнергетики и трансформации сложившихся институтов в среде ученых, специалистов и практиков велись активные дебаты относительно необходимости проведения реформы, а также ее перспектив и последствий. Начатая еще в 1998 году реформа электроэнергетики сегодня идет поным ходом, захватив все сферы функционирования отрасли, и уже вошла в свой финальный цикл. В 2003 г., был принят Правительственный пакет законов о реформе отрасли, наметивший ее ключевые направления и контуры целевой структуры сектора, а также определивший основные правила взаимоотношений между его агентами. С момента обострения проблемы дефицита мощности и вынужденного ввода ограничений потребления электроэнергии в ряде наиболее проблемных регионов зимой 2006 года Правительство объявило новый курс политики в электроэнергетике. Он акцентирован на решении проблемы привлечения инвестиций в сектор, который со всей большей очевидностью является лузким местом развития российской экономики.

В то же время необходимо констатировать, что, несмотря на активную фазу реформирования электроэнергетики в России, ощущается некоторое отставание научных обоснований реформы с позиций ее экономических последствий и финансовых результатов. Серьезным пробелом при этом является практическое отсутствие каких-либо количественных оценок возможных последствий и эффектов реформирования данной сферы хозяйства. Идеологи реформы предпочитают лишь оглядываться на опыт других стран мира, главным образом, позитивный. Вместе с тем, вряд ли приходится сомневаться, что ее ход и результаты затрагивают многочисленные стороны экономической жизни страны - цены, доходы, инвестиции, научно-технический прогресс, экономический рост. В России уже создан и активно развивается сложнейший институт рынка электроэнергии - новый оптовый рынок электроэнергии (мощности) - не имеющий по своим масштабам аналогов ни в одной стране мира, готовятся шаги по его дальнейшей либерализации. Возникли совершенно новые субъекты хозяйственной жизни, коренным образом меняется система поставок и ценообразования в отрасли, привлечения и источников инвестиций.

Представляется, что одним из обобщающих показателей эффективности реформ в электроэнергетике является стоимость предприятий отрасли, отражающая не только текущее состояние компаний, но и формирующиеся ожидания инвесторов относительно их будущего развития, а, следовательно, привлекательности для вложений. Показательно, что в конце 2007 года стоимость генерирующего бизнеса России, исходя из рыночной капитализации публичных генерирующих компаний, была в 12 раз выше, чем в начале 2003 г., когда реформа реально стартовала: 600 дол. США за 1 кВт генерирующей мощности по сравнению с 50 доларами. В других сегментах сектора (распределительные сети, магистральные сети, сбытовой сегмент) рост был скромнее, но также значимым. Возникает вопрос, какое воздействие на указанный рост оказала реформа и не объясняется ли он другими, возможно, конъюнктурными факторами?

Безусловно, подход оценки рыночной стоимости энергокомпаний Ч не единственно возможный в анализе последствий реформы электроэнергетики, поскольку есть еще социальные, экологические, и прочие последствия, которые очень трудно оценить на основе денежных потоков. Однако данный подход весьма показателен, поскольку стоимость бизнеса и капитализация компаний, являясь, по сути, оценкой текущей стоимости ожидаемой прибыли, сегодня все шире входит практику менеджмента. Указанные индикаторы становятся главным критерием работы предприятия с точки зрения его собственников, постепенно отодвигая на второй план такие более привычные для отечественных предпринимателей критерии, как рентабельность, прибыль и прочие финансовые показатели. Капитализация отражает независимый взгляд участников рынка на деятельность компаний. От величины этого показателя зависит стоимость привлекаемого компанией капитала. Наконец, рыночная стоимость российских энергокомпаний приобрела особую значимость в рамках реформы в связи с необходимостью привлечения инвестиционных ресурсов посредством продажи пакетов акций генерирующих компаний различным стратегическим инвесторам.

По этим причинам развитие и апробация методов оценки стоимости энергокомпаний в зависимости от условий реформирования сектора электроэнергетики приобрело, по нашему мнению, первостепенную важность.

Цель исследования Ч разработать методику анализа последствий реформирования российской, электроэнергетики с позиций стоимостного подхода, и с помощью указанной методики дать количественную оценку влияния реформы на стоимость бизнеса реформируемых компаний.

Реализация цели предусматривает решение следующих задач:

Х проанализировать существующие подходы к оценке бизнеса, в том числе с учетом специфики компаний электроэнергетики;

Х проанализировать существующие методические подходы к моделированию рынка электроэнергии и прогнозированию цен;

Х основываясь на специфических особенностях российского рынка электроэнергии, разработать методический аппарат для построения догосрочных прогнозов рыночных цен на электроэнергию и на мощность;

Х разработать методики оценки стоимости энергокомпаний с применением сценарных расчетов в зависимости от условий реализации реформы (сценарии Нет реформы и Реформа);

Х провести оценку стоимости активов АО-энерго и АО-станций согласно двум сценариям на основе предложенных методик, и сопоставить результаты, оценив количественно влияние реформы на стоимость бизнеса компаний отрасли;

Х провести факторный анализ изменения стоимости генерирующего бизнеса в результате реформы отрасли.

Объект исследования - российская электроэнергетика и составляющие ее компании: АО-энерго и АО-станции в их дореформенном состоянии, и компании сектора, образуемые в результате реформы - ОГК, ТГК, ГидроОГК, МРСК и РСК, Федеральная сетевая компания и МСК, а также энергосбытовые компании.

Предмет исследования Ч стоимость акционерного капитала (equity value) российских электроэнергетических компаний и методики оценки стоимости в системе их взаимосвязей.

Область исследования Ч 7.3 Теоретические и методологические вопросы оценки рыночной стоимости фирмы Паспорта номенклатуры специальностей научных работников (экономические науки).

Теоретической и методологической базой исследования явились работы ведущих отечественных и зарубежных специалистов в области оценки бизнеса, корпоративных финансов, экономики электроэнергетики, а также законодательные и нормативные акты, регулирующие деятельность электроэнергетики.

В основе предложенной автором модели DCF для оценки стоимости энергокомпаний согласно двум сценариям лежат работы А. Дамодарана (А. Damodaran) в части оценки стоимости бизнеса, а также монография Дж. Тджя (J. Tjia) [130], посвященная моделированию и прогнозированию показателей финансовой деятельности компании. В частности, при построении моделей оценки стоимости российских энергокомпаний автор применил механизм корректировки бухгатерского баланса, описанный в [130] и предусматривающий итерационный процесс выравнивания правой и левой частей баланса с учетом выпонения основного бухгатерского тождества.

В части разработки модели рынка электроэнергии автор базировася на хорошо известной в мировой практике работе Schweppe F.C., Caramanis М.С., Tabors R.D., Bohm R.E. Spot Pricing of Electricity [128], одной из первых работ, посвященных математическому описанию и моделированию спотовых цен с учетом основных технологических принципов функционирования отрасли на примере Англии и Уэльса. Изучение проблем моделирования рынков электроэнергии и цен за рубежом, представленное в сборнике Modelling Prices in Competitive Electricity Market под ред. Д. Бунна [124], оказалось также весьма полезным при разработке модели российского рынка и проведении практических расчетов на ее основе.

В целом в своей работе автор опирася на подходы и методы оценки стоимости бизнеса, а также моделирования рынков электроэнергии отечественных (С. Вадайцев, А. Гамм, С. Гладкий, В. Горевой, А. Грехов, А. Грязнова, В. Есипов, Е. Иванов, В. Китушин, Н. Кожевников, Ю. Козырь, Н. Лисицын, М. Лычагин, Л. Меламед, Н. Мироносецкий, А. Мишура, В. Рутгайзер, А. Сербиновская, О. Сидорова, Н. Симионова, Р. Симионов, Н. Суслов, Г. Сычева, В. Титов, А. Тукенов, В. Царев, и др.) и зарубежных (С. Беннинга, Р. Брейли, Э. Бригхам, Д. Бунн, А. Вуд, Э. Галон, Б. Грэм, А. Дамодаран, Д. Додд, Д. Киршен, С. Коттл, Т. Коупленд, Б. Криш, Ч. Ли, Дж. Маканси, Р. Мюррей, Б. Нидс, К. Проктор, Ф. Рейли, Дж. Тджя, Дж. Уайт, Дж. Уильяме, Дж. Финнерти, Д. Хем, Э. Хоуп, У. Шарп, М. Шахидепур, Ф. Швепп, Н. Энтил, Э. Эполар, и др.) экспертов.

Информационная базой исследования послужили данные годовой финансовой отчетности российских электроэнергетических компаний, а также Федеральной службы государственной статистики, Системного оператора ЕЭС России, Министерства энергетики РФ, Минэкономразвития РФ, аналитические материалы РАО ЕЭС России, статистические данные ООН и Международного энергетического агентства.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Детально разработан методический подход для оценки стоимости российских электроэнергетических компаний как в зависимости от типа бизнеса (генерация, передача, распределение и сбыт), так и от сценария (без реформы отрасли и с реформой) с учетом особенностей реформы электроэнергетики в России.

2. Разработана балансовая динамическая модель рынка электроэнергии в России, позволяющая строить догосрочные прогнозы динамики оптовых цен на электроэнергию с учетом влияния трех факторов: изменение цен на топливо, динамика спроса и ввод/вывод генерирующих мощностей. На основе модели проведены расчеты и построены прогнозы цен на электроэнергию на период до 2020 г. в разбивке по ОЭС.

3. Предложен методический аппарат, позволяющий оценить экономически обоснованную рыночную плату за мощность для проектов ОГК по строительству новых электростанций. На основе расчетов согласно методике определены размеры требуемой платы за мощность для всех 23 проектов новых станций ОГК.

4. Впервые получены количественные оценки влияния реформы электроэнергетики в России на агрегированную стоимость активов дореформенных энергокомпаний (АО-энерго и АО-станций).

5. Проведен детальный анализ факторов, повлекших рост стоимости генерирующего бизнеса в результате реформы отрасли.

Теоретическая значимость работы состоит: 1) в разработке методического аппарата оценки стоимости российских электроэнергетических компаний согласно двум антагонистическим сценариям (Нет реформы и Реформа); 2) в разработке экономико-математической модели рынка электроэнергии в России, позволяющей строить догосрочные прогнозы цен на электроэнергию.

Практическая значимость состоит в возможности применения предложенной методики оценки энергокомпаний в рамках процесса управления их стоимостью со стороны менеджмента электроэнергетических предприятий. Кроме того, разработанная в рамках исследования и опубликованная в работах автора модель отечественного рынка электроэнергии может быть использована менеджментом энергокомпаний, инвесторами, а также регуляторными органами в электроэнергетике как инструмент прогнозирования динамики цен на электроэнергию на свободном рынке.

Апробация результатов исследования. Разработанная методика оценки стоимости российских электроэнергетических компаний применяется в работе Отдела аналитических исследований Управления рынков и акций ОАО Альфа-Банк (г. Москва) для оценки инвестиционной привлекательности акций предприятий отечественной электроэнергетики. К предложенной в работе модели рынка электроэнергии в настоящий момент проявляют серьезный интерес российские генерирующие компании, а также стратегические инвесторы в российскую электроэнергетику.

Основные положения диссертации обсуждались на заседаниях межкафедрального научно-методического семинара, кафедр экономической теории и Финансы и кредит экономического факультета Новосибирского государственного университета, научного совета отдела анализа и прогнозирования развития отраслевых систем Института экономики и организации промышленного производства СО РАН.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 3 печатные работы.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и восьми приложений.

Диссертация: заключение по теме "Финансы, денежное обращение и кредит", Корнилов, Александр Анатольевич

1. В рамках диссертации автором разработан экономико-математический аппарат, названный моделью рынка электроэнергии, который позволяет строить догосрочные прогнозы оптовых цен на электроэнергию на отечественном рынке, учитывая влияние трех основных факторов: рост потребления, рост цен на топливо и ввод/вывод генерирующей мощности с рынка (появление новых участников). В основе методики прогнозирования лежит балансовая динамическая модель, основанная на балансовых уравнениях равновесия спроса и предложения в динамике. Кроме того, модель основана на принципе маржинального ценообразования, который в настоящий момент реализован в действующей модели рынка электроэнергии в России (НОРЭМ). В модели выделяются два основных блока - предложение и спрос. Моделирование спроса основано на предположении абсолютной неэластичности. В свою очередь предложение разбивается на две части Ч ценопринимающее и ценоопределяющее предложение, при этом каждая часть моделируется по отдельности. В модели учитываются различные режимы работы тепловых электростанций, а также особенности функционирования ГЭС и АЭС.

2. На основе модели были проведены расчеты, базируясь на обширной эмпирической базе данных по участникам рынка, созданной автором на основе публичной информации. В результате получены прогнозы темпов роста цен на электроэнергию в разбивке по ОЭС, которые затем были использованы для построения DCF-моделей для оценки стоимости генерирующих компаний в соответствии со сценарием Реформа. Ключевым выводом является то, что несмотря на рост цен на топливо и спроса, прогнозируемые темпы роста цен на электроэнергию оказываются существенно ниже ожидаемого темпа роста цен на топливо, что объясняется запланированным сегодняшними участниками рынка массированным вводом новой мощности, приходящимся в основном на период 2009-2012 гг.

3. Для целей оценки энергокомпаний согласно сценарию Реформа рассматриваются уже компании целевой структуры отрасли, т.е. созданные в результате реформы новые энергокомпании, но на базе активов рассматриваемых в главе II АО-энерго и АО-станций. При этом методика оценки согласно сценарию Реформа рассматривается отдельно для генерирующего, магистрально-сетевого, распределительно-сетевого и сбытового сегментов электроэнергетического бизнеса.

4. Для оценки генерирующих компаний (ОГК, ТГК и ГидроОГК) были построены модели DCF по аналогии с методикой, описанной в Главе II, но с существенными корректировками: модели строились на постанционной основе, используя в качестве входных данных выходные данные из модели рынка электроэнергию (в первую очередь технико-экономические показатели электростанций); в модели были включены новые электростанций, строительство и запуск которых подразумеваются инвестиционными программами генкомпаний; в динамику затрат был заложен т.н. efficiency gain, отражающий рост операционной эффективности генкомпаний; отдельно рассматривалась динамика рыночной платы за мощность.

5. Для определения уровня возможной рыночной платы за мощность для новых генерирующих объектов ОГК в условиях отсутствия адекватных ценовых сигналов с рынка мощности предложена методика, позволяющая оценить требуемый уровень платы за мощность. Для этого строятся модели NPV (net present value) для всех 23 проектов, реализуемых сегодня ОГК. В модель денежных потоков каждого проекта включены те прогнозы цен на электроэнергию (без учета мощности), которые получены из модели рынка электроэнергии. Затем подбором параметра определяется та требуемая плата за мощность, которая обеспечивает как минимум 13% IRR (internal rate of return) по каждому проекту. В результате сделан вывод о том, что ряд проектов выглядят очень рискованными для ОГК, поскольку экономически оправданная для них плата за мощность в текущих ценах запредельно высока, превышая текущий уровень среднего регулируемого тарифа на мощность в России в четыре раза.

6. Совокупная оценка стоимости генерирующего бизнеса согласно сценарию Реформа составляет 72,878 мн. дол., что соответствует совокупной рыночной стоимости акционерного капитала генерирующих компаний в 76,311 мн. дол.

7. Для оценки стоимости сетевых компаний применение метода дисконтированных денежных потоков в настоящий момент не представляется возможным в силу отсутствия ясности правил тарифного регулирования этих компаний. В результате для оценки компаний предложено использование двух подходов: затратного и сравнительного. Затратный подход дает возможность отразить в оценке потенциальную рыночную стоимость инвестированного капитала, на основе которого будут рассчитаны тарифы для сетевых компаний согласно новой методике тарифообразования. Сравнительный метод позволяет получить некий целевой уровень стоимости российских сетевых компаний на основе стоимостных . мультипликаторов зарубежных сетевых компаний, регулируемых на основе доходности на инвестированный капитал. Оценка совокупной стоимости распределительных сетевых компаний (EV) согласно сценарию Реформа составляет 29,817 мн. дол., в то время как рыночная капитализация Ч 29,089 мн. дол. Аналогичная оценка совокупной EV магистральных сетей составляет 4,671 мн. дол., капитализации - 4,647 мн. дол.

8. Для оценки сбытовых компаний также использован метод сравнительных коэффициентов, основанный на результатах сделок по продаже энергосбытовых активов РАО ЕЭС. Итоговая оценка совокупной стоимости энергосбытовых активов бывших АО-энерго составляет 3,044 мн. дол., что соответствует совокупной стоимости акционерного капитала этих компаний в 2,857 мн. дол.

9. В рамках исследования были также оценены т.н. независимые АО-энерго, которые пока сохранили свою вертикально-интегрированную структуру, однако подвержены целиком и поностью реформенным преобразованиям в части ценообразования. Эти компании оценивались как сумма составных частей различных направлений их бизнеса. Итоговая оценка стоимости четырех интегрированных АО-энерго согласно сценарию Реформа составляет 13,809 мн. дол., рыночная капитализация - 13,570 мн. дол.

10.Сравнительный анализ оценки стоимости активов АО-энерго и АО-станций согласно двум антагонистическим сценариям, без реформы и с реформой, показывает очевидный рост совокупной стоимости энергокомпаний в результате реформы Ч совокупная капитализация компаний согласно сценарию Реформа превышает капитализацию компаний в случае отсутствия реформы на 89% (126,5 мрд. дол. против 67,0 мрд.дол.).

11.На основе анализа факторов прироста стоимости сделан вывод, что удельная стоимость 1 кВт мощности генерирующего бизнеса возрастает благодаря реформе почти в 3 раза (на 190%). Среди основных причин такого прироста можно выделить рост операционной рентабельности; запуск новых объектов генерации в результате реализации инвестиционной программы, что приводит к существенному росту EBITDA генерирующей компании; синергетический эффект в результате консолидации отдельных АО-станций в единые операционные генерирующие компании. Количественная оценка синергетического эффекта в рамках исследования не проводилась.

12.Оценить количественно эффект реформы отрасли на стоимость сетевого, а также сбытового бизнеса не представляется возможным, поскольку отсутствуют сопоставимые компании до реформы. И передача, и распределение, и сбыт являлись частью вертикально-интегрированных АО-энерго, которые не предоставляли своей дивизиональной отчетности, что делает невозможным оценку составляющих бизнесов АО-энерго по отдельности. В рамках исследования оценка АО-энерго проводилась агрегированно, основываясь на их совокупной бухгатерской отчетности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В рамках проведенных исследований получены следующие основные результаты и выводы.

1. Проведенный анализ литературы в области оценки стоимости бизнеса показал, что она недостаточно акцентирована на модельно-методических вопросах. Отсутствуют проработки как в части развития методического аппарата для оценки стоимости бизнеса компаний отечественной электроэнергетики, так и в части собственно получения оценок влияния реформы на финансовое положение компаний отрасли.

2. Анализ существующих исследований в области моделирования отечественного рынка электроэнергии и методики построения догосрочных прогнозов цен показывает, что этой проблематике также уделяется недостаточное внимание, что может объясняться относительной молодостью российского рынка электроэнергии. Однако отсутствие рынка производных финансовых инструментов делает разработку такого методического аппарата крайне востребованным, в частности, для оценки стоимости пост реформенных генерирующих компаний.

3. Разработанная с учетом изученных особенностей российского рынка электроэнергии балансовая динамическая модель рынка позволила построить догосрочные прогнозы цен на электроэнергию на основе анализа взаимодействия спроса и предложения с учетом трех основных влияющих факторов: изменение цен на топливо, динамика спроса и ввод/вывод генерирующей мощности.

Предложенная методика оценки требуемой экономически обоснованной платы за мощность, базирующаяся на анализе NPV проектов по строительству новых блоков электростанций с учетом требуемой ставки IRR, дала возможность оценить размеры требуемой рыночной платы за мощность для 23 реализуемых в настоящий момент проектов ОГК. Расчеты показали, что ряд проектов являются высокорискованными для акционеров ОГК в силу чрезмерно высокой требуемой платы за мощность для окупаемости проекта.

4. Анализ существующих подходов к оценке стоимости бизнеса, а также принятых решений Правительства в части изменения ценообразования в электроэнергетике, позволил разработать методический аппарат для оценки стоимости бизнеса российских энергокомпаний в зависимости от условий реализации реформы (сценарии Нет реформы и Реформа).

5. Предложенный методический подход к оценке стоимости бизнеса энергокомпаний позволил оценить агрегированную стоимость бизнеса отечественных АО-энерго и АО-станций, подвергшихся реформе, согласно двум антагонистическим сценариям - Нет реформы и Реформа. Это в свою очередь дало возможность оценить количественно эффект влияния реформы российской электроэнергетики на стоимость бизнеса компаний: агрегированная оценка стоимость акционерного капитала (equity value) дореформенных компаний изменяется в результате реформы с 67 мрд. дол. до 126,5 мрд. дол., что предполагает рост на 89%.

6. Сравнительный анализ удельной оценки 1 кВт мощности генерирующего бизнеса (EV/кВт) при двух сценариях оценки показал ее рост на 190% (504 дол./кВт против 174 дол./кВт) в результате реформы электроэнергетики. Проведенный на основе расчетов анализ позволяет выделить следующие основные факторы, обуславливающие такой рост: увеличение операционной рентабельности генерирующего бизнеса; запуск новых объектов генерации в рамках инвестиционных программ; синергетический эффект в результате консолидации АО-станций в ОГК.

Оценить количественно эффект реформы отрасли на стоимость сетевого, а таюке сбытового бизнесов невозможно, поскольку отсутствуют сопоставимые компании-аналоги до реформы (в отличие от АО-станций и ОГК).

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Корнилов, Александр Анатольевич, Новосибирск

1. Бохмат И. Тарифные проблемы энергоемкой промышленности. Ч Москва: Ди Джи Дизайн Групп. 2003.

2. Брейли Р., Майерс С. Принципы корпоративных финансов. Москва: Олимп-Бизнес. - 1997.

3. Вадайцев С. Оценка бизнеса. Учебник. 3 издание. Ч Москва: Проспект. 2008.

4. Виньков А., Горлов В. Сеть на поную катушку. // Эксперт. Ч 2007, №46 (с. 132-142).

5. Гальперин В.М., Игнатьев С.М., Моргунов В.М. Микроэкономика, в двух тт. Санкт-Петербург: Экономическая школа. Ч 1994.

6. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Ч Официальный веб-сайт Минэнерго:www.minprov.gov.ru/appearance/report/50

7. Гладкий С.В. Формирование и государственное регулирование рынка электроэнергии: Автореф. дис. . канд. экон. наук.- М 2006.

8. Горевой В.Г., Грехов А.Н., Лычагин М.В. и др. Взаимоотношения энергосистемы с промышленными потребителями: методика определения доли денег в расчетах. Новосибирск: НГУ, 1999.

9. Горевой В.Г., Грехов А.Н., Суслов В.Д. и др. Анализ финансового состояния потребителей тепло- и электроэнергии. Ч Новосибирск: НГУ, 1999.

10. Ю.Грехов А.Н., Горевой В.Г. Углубленный анализ финансового состояния потребителей тепло- и электроэнергии. Новосибирск: НГУ, 1999.

11. Грехов А.Н., Меламед Л.Б. Исследование регионального рынка электроэнергии. Ч Новосибирск: НГУ, 2000.

12. Грязнова А., Федотова М. и др. Оценка стоимости предприятия (бизнеса). Москва: Интерреклама. - 2003.

13. Дамодаран А. Инвестиционная оценка. Москва: Альпина Бизнес Букс. - 2004.

14. Н.Дорин Б. Бизнес-модели рынков тепла: анализ рисков генерирующих компаний. // Энергорынок. 2007, №12 (Приложение Генерация) (с. 14-17).

15. Есипов В. и др. Оценка бизнеса. Ч Санкт-Петербург: Питер. 2001.

16. Иванов Е.Ю. Методика прогнозирования спотовых цен на электроэнергию на оптовом энергетическом рынке: Автореф. дис. . канд. экон. наук.- С.-Петербург 2005.

17. Калечиц Е., Коморник С. Требования к системам прогнозирования энергопотребления. // Энергорынок. 2008, №3.

18. Китушин В., Жирнов В., Бык Ф. Организация электроэнергетического рынка. Ч Новосибирск: Изд-во НГТУ. 2000.

19. Китушин В., Самков А., Халяпин Л. Догосрочные договоры о поставках мощности и энергии Ч основа формирования оптового рынка электроэнергии // Экономика топливно-энергетического комплекса России. 1994, №5.

20. Козырь Ю. Особенности оценки бизнеса и реализации концепции VBM. Ч Москва: Квинто-Косатинг. 2006.

21. Концепция стратегии реформирования ОАО РАО "ЕЭС России" на 2003 2008 гг. л5+5. // Официальный web-сайт РАО ЕЭС России Ссыка на домен более не работаетp>

22. Корнилов А. Влияние реформы электроэнергетики на стоимость энергокомпаний: методологический аспект. // Вестник НГУ. Ч 2008. -№6.

23. Корнилов А. Инвестиционная привлекательность акций распределительных сетевых компаний. // Рынок ценных бумаг. 2007. - №6 (333).

24. Корнилов А. Перспективы инвестиций в российские распределительные сети. // ЭКО. 2007. - №12.

25. Коттл С., Мюррей Р. и др. Анализ ценных бумаг Грэма и Додда. -Москва: Олимп-Бизнес. 2000.

26. Коупленд Т., Колер Т., Муррин Дж. Стоимость компаний: оценка и управление. Москва: Олимп-Бизнес. - 2005.

27. Лазебник А., Макин П., Хабачев Л. Характеристика схем и моделей организации и функционирования рынка электроэнергии за рубежом // Электрические станции. Ч 1995. №6.

28. Ли Ч.Ф., Финнерти Дж. И. Финансы корпораций: теория, методы и практика. Москва: ИНФРА-М. - 2000.

29. Лисицын Н. Единая энергосистема России. Ч Москва: Издательство МЭИ. 1999.

30. Лычагин М.В., Мироносецкий Н.Б. Моделирование финансовой деятельности предприятия. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-е. Ч 1986.

31. Материалы веб-сайта Концерна Росэнергоатом: www.rosenergoatom.ru

32. Материалы веб-сайта РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

33. Материалы СКРИН (отчетность АО-энерго и АО-станций): www.skrin.ru

34. Меламед Л., Суслов Н. Экономика электроэнергетики: основы теории. Новосибирск: Изд-во СО РАН. - 2000.

35. Меркулов А. Стратегия и механизмы участия ТЭЦ на ОРЭ. // Энергорынок. 2007, №8 (с. 60-66).

36. Мишура А.В. Методы оптимизации политики ценообразования на региональном рынке электроэнергии: Автореф. дис. . канд. экон. наук.- Новосибирск Ч 2003.

37. Налоговый кодекс РФ. Ч Веб-сайт www.nkodex.ru

38. Опыт энергорынков: Уроки, извлеченные из либерализации рынков электроэнергии. Материалы, опубликованные Международным энергетическим агентством (International Energy Administration, IEA): www.iea.org

39. Официальный сайт ОАО Самараэнерго: www.samaraenergo.ru

40. Официальный сайт ОАО СО-ЦДУ ЕЭС: www.so-cdu.ru

41. Официальный сайт ОАО Татэнерго: www.tatenergo.ru

42. Официальный сайт ОАО ТГК-5: www.tgc5.ru

43. Официальный сайт ОАО Тюменьэнерго: www.te.ru

44. Официальный сайт ОАО Федеральная сетевая компания: www.fsk-ees.ru

45. Официальный сайт Федеральной службы по тарифам: Ссыка на домен более не работает

46. Панов И., Кулешов М. Рассчитываем маржинальные издержки генерирующей компании для формирования ценовых заявок. // Энергорынок. 2007, №10 (с. 40-43).

47. Панов И., Пахомова Е. Возможности генерирующих компаний на ОРЭМ. // Энергорынок. 2007, №8 (с. 68-71).

48. Положения по бухгатерскому учету: сборник документов. Выпуск 2. Ч Москва: Дело и сервис. 2004.

49. Поляк Г. Методология прогнозирования энергопотребления. // Энергорынок. 2008, №2.

50. Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001 г. № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации" // Российская газета от 25 июля 2001 г., №140.

51. Постановление Правительства РФ от 21 декабря 2001 г. № 881 "О критериях отнесения магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства к единой национальнойобщероссийской) электрической сети" // Сайт РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

52. Постановление Правительства РФ от 21 марта 2007 № 168 "О внесении изменений в некоторые Постановления Правительства Российской Федерации по вопросам электроэнергетики" // Сайт РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

53. Постановление Правительства РФ от 24 октября 2003 г. № 643 "О Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" // Сайт РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

54. Постановление Правительства РФ от 26 февраля 2004 г. № 109 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" // Сайт РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

55. Постановление Правительства РФ от 29 декабря 2000 г. № 1021 "О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации" // Сайт Консультант Плюс: www.consultant.ru

56. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 № 529 "О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)" // Сайт РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

57. Постановление Правительства РФ от 31 августа 2006 № 530 "Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики" // Сайт РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

58. Приказ № 563 "О мерах по реформированию АО-энерго" // Официальный web-сайт РАО ЕЭС России Ссыка на домен более не работаетp>

59. Пузов Е., Чепьюк А. Выработка или установленная мощность: как оценить тепловой бизнес? // Энергорынок. 2007, №4 (с. 44-48).

60. Пузов Е., Чепьюк А. Формула среднеэффективного бизнеса. // Энергорынок. 2008, №1.

61. Разделительные балансы АО-энерго // Вестник НАУФОР, февраль 2005, Приложение.

62. Рутгайзер В. Оценка стоимости бизнеса. Ч Москва: Издательство Маросейка. 2007.

63. Рынки электроэнергии: проблемы развития. Сборник научных трудов. / Отв. редакторы В. Пфаффенбергер, JI. Меламед, М. Лычагин. -Новосибирск: Изд-во СО РАН. 1999.

64. Сербиновская А.А. Модели анализа и прогнозирования спроса на электроэнергию: На примере предприятий электроснабжения: Автореф. дис. . канд. экон. наук.- Новочеркасск.- 2005.

65. Сидорова О.Е. Статистический анализ и прогнозирование развития рынка электроэнергии Российской Федерации: Автореф. дис. . канд. экон. наук.- М 2006.

66. Симионова Н., Симионов Р. Оценка стоимости предприятия (бизнеса). -Ростов-на-Дону: МарТ. 2004.

67. Суслов Н.И. Анализ взаимодействий экономики и энергетики в период рыночных преобразований. Ч Новосибирск: ИЭиОПП СО РАН. 2002.

68. Сычева Г., Кобачев Е. и др. Оценка стоимости предприятия (бизнеса). -Ростов-на-Дону: Феникс. 2003.

69. Титов В.В. Оптимизация управления промышленной корпорацией (вопросы методологии и моделирования). Ч Новосибирск: ИЭОПП СО РАН. 2007.

70. Томаев К.Ш. Разработка механизма конкурентного рынка электрической энергии в условиях реформирования электроэнергетики: Автореф. дис. . канд. экон. наук,- Владикавказ.- 2004.

71. Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. Ч Москва: Энергоатомиздат. 2005.

72. Федеральный закон Об электроэнергетике от 26 марта 2003 года №35-Ф3 // Парламентская газета от1 апреля 2003 г., № 59.

73. Федеральный закон РФ О внесении изменений в Федеральный закон Об энергосбережении от 5 апреля 2003 года №42-ФЗ // Парламентская газета от 9 апреля 2003 г., № 65.

74. Федеральный закон РФ О внесении изменений и допонений в Федеральный закон О естественных монополиях от 26 марта 2003 года №39-Ф3 // Российская газета от 29 марта 2003 г., № 59.

75. Федеральный закон РФ О внесении изменений и допонений в часть вторую Гражданского кодекса Российской Федерации от 26 марта 2003 года №37- ФЗ // Парламентская газета от 29 марта 2003 г., № 58.

76. Царев В., Канторович А. Оценка стоимости бизнеса. Ч Москва: Юнити-Дана. 2007.

77. Чиркова Е. Как оценить бизнес по аналогии. Ч Москва: Альпина Бизнес Букс. 2005.

78. Шарп У.В., Александер Г.Дж. и др. Инвестиции: учебник для вузов. Ч Москва: ИНФРА-М. 1998.

79. Экономика и управление энергетическими предприятиями / Под ред. Н. Кожевникова. Ч Москва: Академия. 2004.

80. Экономика электроэнергетики: рыночная политика./ Под ред. Э. Хоупа, JI. Меламеда, М. Лычагина. Новосибирск: Издательство СО РАН. -2001.

81. Электроэнергетика России (выпуск 4). Бизнес-справочник. Москва: Эксперт РА. - 2004.

82. Энергия реформы: 5 лет преобразований. Ч Брошюра, опубликованная ОАО РАО ЕЭС России: www.rao-ees.ru

83. Antill N., Lee К. Company valuation under IFRS. Ч Harriman House Ltd. -2008.

84. Benninga S., Czaczkes B. Financial Modeling 2nd Edition. - The MIT Press. - 2000.

85. Bloomberg информация из базы данных по публичным компаниям.

86. Brigham E.F., Houston J.F. Fundamentals of financial management. Eighth Edition. Thomson South-Western. - 1998.

87. Damodaran A. Investment Valuation: Tools and Techniques for Determining the Value of Any Asset, Second Edition. John, Whiley &Sons Inc. - 2002.

88. Helm D. Energy, the State, and the Market: British Energy Policy since 1979. Oxford University Press. - 2008

89. Kirschen D.S., Strbac G. Fundamentals of Power System Economics. John Wiley & Sons, Ltd. - 2004.

90. Krish B. Building Financial Models: a Simulation Approach. Association Business Programmes. - 1978.

91. Makansi J. Lights Out. John Whiley &Sons Inc. - 2007.

92. McKinsey&Company, Inc. Valuation: Measuring and Managing the Value of Companies, 4th Edition. Wiley. - 2005.

93. Modelling Prices in Competitive Electricity Market (Edited by Derek W. Bunn). John Wiley & Sons, Ltd. - 2004.

94. Newbery D.M. Privatization, Restructuring and Regulation of Network Utilities. The MIT Press. - 1999.

95. Proctor K.S. Building Financial Models with Microsoft Excel: A Guide for Business Professionals. Ч Wiley. Ч 2004.

96. Reilly F.K., Brown K.G. Investment analysis and portfolio management. -Thomson Learning Inc. 2000.

97. Schweppe F.C., Caramanis M.C., Tabors R.D., Bohn R.E. Spot Pricing of Electricity. Kluwer Academic Publishers, Fourth Printing. - 2000.

98. Shahidehpour M., Yamin H., Li Z. Market Operations in Electric Power Systems. Forecasting, Scheduling and Risk Management. John Wiley & Sons, Inc. - 2002.

99. Tjia J. Building financial models. McGraw-Hill. - 2003.

100. White G. The analysis and use of financial statements. John Whiley &Sons Inc. - 1997.

101. Williams J. B. The Theory of Investment Value. Ч Fraser Pub Co. 1997.

102. Wood A.J., Wollenberg B.F. Power Generation, Operation and Control. Second Edition. John Wiley & Sons, Inc. - 1996.

Похожие диссертации

• Структурные преобразования в электроэнергетике России
• Особенности стратегической реструктуризации предприятий РАО "ЕЭС России"
• Совершенствование тарифной политики на предприятиях электроэнергетики России
• Стратегические подходы к структурной модернизации в электроэнергетике России
• Публичное размещение акций генерирующих компаний электроэнергетики России