Акции именно этих компаний, по нашему мнению, станут <заменой> сверхликвидному рынку акций РАО <ЕЭС России>. В пользу этого говорит то, что компании станут крупнейшими операторами на электроэнергетическом рынке, и то, что после реструктуризации и изменения роли РАО <ЕЭС России> на первый план, несомненно, выйдут компании, занимающиеся генерирующим бизнесом.
    В предварительном списке генерирующих компаний, которые планируется создать в ходе реформ, в 6 компаний войдут все крупные ГРЭС России и 4 компании будут созданы на основе ГЭС.
    Сейчас мы не будем подробно останавливаться на компаниях с гидрогенерацией, так как наша цель - оценить инвестиционную привлекательность будущих компаний при свободном ценообразовании, а ГЭС получат возможность самостоятельно устанавливать отпускные тарифы лишь в отдаленном будущем. Скорее всего ГЭС не будут допущены на конкурентный рынок электроэнергии. Ведь благодаря низкой себестоимости производства электроэнергии это приведет к непредсказуемым последствиям в плане финансового положения других энергетических компаний. Да и государство не готово к ликвидации своей доли в уставном капитале ГЭС: затраты на постройку таких объектов составляли сотни миллионов долларов, а продажная рыночная цена ГЭС в настоящее время будет существенно меньше.
    Говоря о генерации электроэнергии, нельзя не упомянуть о существенной разнице в технологическом процессе разных типов станций.
    ТЭЦ - наиболее распространенный тип станций на территории России. Характерная особенность ТЭЦ в том, что, помимо выработки электроэнергии, станция вырабатывает и теплоэнергию, которая в первую очередь используется для теплоснабжения городов и поставки технического пара на производства.
    Существующая в России система центрального теплоснабжения практически не имеет аналогов в мире. Такая организация теплоснабжения несет в себе значительные сложности для энергетических компаний - отсутствие возможности контролировать потребление тепла и невозможность устанавливать диверсифицированную тарифную политику для разных слоев населения приводят к тому, что компании вынуждены заниматься в общем-то убыточным бизнесом, не имея возможности отказаться от него, так как технологически процесс производства электроэнергии неразрывно связан с теплогенерацией. В зимнее же время, когда потребность в тепле возрастает, ТЭЦ вынуждены увеличивать и производство электроэнергии, тем самым снижая собственную рентабельность. Если добавить необходимость поддерживать в рабочем состоянии многокилометровые сети теплопередачи, которые в большинстве своем сейчас крайне изношены, становится понятно, что ТЭЦ - далеко не самый эффективный вид генерирующей станции и поэтому для инвесторов далеко не самый привлекательный.
    Другой распространенный тип электростанций - ГРЭС. Основное преимущество у данного типа генерирующей станции перед ТЭЦ - это отсутствие производства теплоэнергии в технологическом цикле. ГРЭС производят исключительно электроэнергию, которая затем продается на оптовом рынке электроэнергии. Работая напрямую с крупными предприятиями и опто-
    выми закупщиками электроэнергии, ГРЭС способны более эффективно определять необходимый объем производства электроэнергии, а также отпускные тарифы в соответствии с рыночным спросом. Такие компании избавлены от груза дебиторской задолженности, возникающей из-за неплатежей, и могут свободно конкурировать между собой, повышая эффективность производства.
    Именно такой тип станций, по нашему мнению, наиболее привлекателен для инвесторов, так как этот бизнес более прозрачен и менее зависим от потребительской конъюнктуры.

    Наиболее интересным моментом, по нашему мнению, представляется оценка капитализации будущих генерирующих компаний.
    Из всех ГРЭС, которые в течение ближайшего года составят основу крупнейших оптовых компаний, акции только 5 находятся в свободном обращении на рынке. Остальные либо вовсе не являются отдельными АО, либо 100% их акций принадлежат государству в лице РАО <ЕЭС России>.
    Все финансовые показатели генерирующих станций в настоящее время искажаются. Это происходит из-за существующей системы ценообразования - на основе себестоимости производства. Компаниям в борьбе за установление более высоких отпускных тарифов выгодно завышать собственную себестоимость и скрывать прибыль.
    Сейчас объем производства той или иной станции определяется отнюдь не эффективностью самого производства, а целями поддержания всех энергетических компаний на одном уровне рентабельности. А мощные ГРЭС практически не могут увеличить объем производства, несмотря на то, что потребителей, готовых приобретать более дешевую энергию с этих станций, достаточно.
    В будущем, когда энергокомпании станут действовать в условиях конкурентного рынка, мы увидим резкий рост эффективности станций благодаря тому, что они выведут <из тени> реальную рентабельность производства.
    Для оценки капитализации будущих генерирующих компаний мы применяли несколько методов.
    Метод первый - сравнение с отраслью в целом
    На наш взгляд, это наиболее точный метод оценки, но не работающий на перспективу, его суть - сравнение с компаниями отрасли по коэффициенту . Для более точной оценки мы подсчитали, сколько в среднем стоит мегаватт установленной мощности по разным регионам (см. рисунок).
    Как видно из графика, дешевле всего мощности стоят на Дальнем Востоке, дороже всего - на Северном Кавказе. Это вызвано рядом факторов, таких как, например, платежеспособность потребителей и энергонасыщенность региона. На Северном Кавказе мало мощностей, соответственно и цена на них выше. Таким образом, мы можем учесть региональную диверсификацию мощностей генерирующих компаний при оценке капитализации. Стоимость каждой электростанции теперь будет зависеть не только от того, в каком регионе находится само предприятие, но и от распределения других предприятий холдинга по регионам. В результате, помимо капитализации генерирующих компаний, мы получили и оценочные капитализации пяти ГРЭС, акции которых уже сейчас находятся в свободном обращении.
    Как видно из итоговой таблицы (см. табл. 3), акции Черепетской ГРЭС согласно данному методу имеют наибольший потенциал роста - более 180%. Использованный подход, естественно, не учитывает изменений в секторе, которые привнесет либерализация тарифов, намеченная на 2004-2005 гг. Полученные оценки стоимости генерирующих компаний показывают <стартовую>, предреформенную стоимость предприятий.
    Метод второй - модель дисконтированных денежных потоков
    Для учета изменений, создаваемых либерализацией тарифов, мы построили модель дисконтированных денежных потоков (DCF).
    Согласно плану реструктуризации отрасли независимые генерирующие компании получат возможность устанавливать тарифы на свою продукцию лишь к 2004-2005 гг. Поэтому все расчеты приведены к началу 2004 г.
    Для расчета годовой выручки станций была использована следующая формула:
    Выручка (долл.) = установленная мощность (КВт) x загруженность (%) x количество часов x тариф (долл./КВтч).
    По нашим данным, реальное количество часов рабочего времени на электростанциях составляет в среднем 7100 в год.
    Для более полного исследования региональных различий мы исходили из текущей средней загруженности энергогенерирующих мощностей в регионе, в котором находится та или иная электростанция. В среднем по России этот показатель сейчас составляет 41%. Наибольший уровень загруженности наблюдается в ОЭС Кавказа, что связано с недостатком генерирующих мощностей.
    Прогноз динамики загруженности на период до 2007 г. мы сделали на основе макроэкономических исследований, согласно которым для роста ВВП на 1% рост выпуска электроэнергии должен увеличиваться в среднем на 2%. Для оценки динамики ВВП мы взяли среднее по прогнозам МВФ и Министерства экономического развития и торговли РФ, прогноз составил 4,5% в год.
    Поскольку сложно оценить, на каком уровне конкурентная цена установится на рынке на первоначальном этапе, мы рассмотрели несколько сценариев стоимости электроэнергии: от 0,016 долл. до 0,03 долл. за КВтч. В то же время было сделано допущение в том, что при определении цены продажи электроэнергии компании будут отталкиваться от чистой рентабельности в 15%. Сейчас этот показатель для ГРЭС составляет 8-10%, при том что компании стремятся завышать свою себестоимость.
    Для вычисления дисконтированных денежных потоков ставка доходности была взята на уровне 20%. Такая высокая ставка была использована в связи с высоким страновым риском и отсутствием какой-либо кредитной истории. На первый взгляд, полученный разброс капитализации компаний кажется значительным, однако это соответствует исследуемому диапазону тарифов - 0,016-0,03 долл./КВтч.
    В целом большинство экспертов соглашается, что либерализация рынка электроэнергии приведет к незначительному росту тарифов. Даже если предположить, что в долларовом эквиваленте тариф в 2004 г. будет на том же уровне, что и сейчас, - 0,018-0,02 долл./КВтч, рост капитализации компаний относительно первой методики оценки в среднем составит 110-120%, что будет вызвано снижением себестоимости и ростом прибыли компаний.
    Догнать и перегнать Бразилию!
    Завершающим этапом анализа стало сравнение с энергетическими компаниями, работающими на развивающихся рынках и уже прошедших стадию реформирования.
    Для сравнения мы выбрали Бразилию, так как, во-первых, структура генерирующих мощностей в Бразилии сходна с российской, хотя и отличается преобладанием гидроэлектростанций, и, во-вторых, что немаловажно, кредитный рейтинг Бразилии практически совпадает с кредитным рейтингом России (по классификации Standard & Poor's у Бразилии рейтинг BB-, что на одну ступень выше российского).
    Исходная ситуация в энергетике Бразилии очень напоминала текущую российскую ситуацию: перебои в поставках электроэнергии, значительный износ фондов, неплатежи потребителей, государственный контроль за тарифами на электроэнергию. Даже структура данного сектора экономики очень напоминает российскую: в Бразилии существовала и до сих пор выполняет определенную государственную функцию крупная федеральная электроэнергетическая компания - EIectrobras. Федеральному правительству принадлежали 60-70% акций этой компании, остальные - достаточно большому количеству миноритарных владельцев. EIectrobras очень напоминает сегодняшнее РАО <ЕЭС России>.
    В процессе реформы Бразилия смогла привлечь более 20 млрд долл. инвестиций в отрасль, капитализация компаний выросла в несколько раз, была устранена проблема неплатежей и износа основных фондов. Развитие событий по подобному сценарию является одним из наиболее вероятных вариантов реформирования электроэнергетики России.
    Стоимость единицы установленной мощности прямо зависит от насыщенности региона мощностями, которая в свою очередь отражается в ставках тарифов на электроэнергию. Мощностей в Бразилии практически в 2 раза меньше, чем в России, и средний тариф на электроэнергию составляет 0,055 долл./КВтч.
    Поэтому для адекватного сравнения российских компаний с бразильскими мы нашли отношение средних тарифов на электроэнергию в России и Бразилии и привели по ним коэффициенты - капитализация/ мощность.
    Для сравнения нами были выбраны несколько бразильских генерирующих компаний (табл. 2) и на основе сопоставления стоимости установленной мощности были сделаны выводы о потенциальной капитализации российских генерирующих компаний.