ОТЧЕТ № 684/07 ОБ ОЦЕНКЕ РЫНОЧНОЙ СТОИМОСТИ ОАО

ОТЧЕТ № 684/07
ОБ ОЦЕНКЕ РЫНОЧНОЙ СТОИМОСТИ
ОАО «ЗЕЙСКАЯ ГЭС»
Исполнитель: ООО «Институт проблем предпринимательства»
Санкт-Петербург
2007 год
Заместителю генерального
директора по корпоративному
управлению ОАО «УК ГидроОГК»
Оксузьяну О.Б.
Уважаемый Олег Борисович!
В соответствии с Договором № 267-26-07 от 29 июня 2007 г., заключенного между Консорциумом
оценочных организаций и ОАО «Зейская ГЭС», произведена оценка рыночной стоимости 1
обыкновенной и 1 привилегированной акции в составе 100% пакета акций ОАО «Зейская ГЭС» (далее —
Объекты оценки).
Цели оценки: определение рыночной стоимости объектов оценки для целей определения
коэффициентов конвертации акций, а также для целей принятия управленческих решений в рамках
реорганизации.
По результатам работы оценщики пришли к следующему заключению: с учетом всех предположений,
ограничивающих обстоятельств и допущений, изложенных в тексте Отчета, по состоянию на
01.04.2007 года рыночная стоимость Объектов оценки после округления, предписанного правилами
арифметики, и с учетом точности использованной исходной информации приведена в таблице ниже.
Таблица 1. Результаты расчета рыночной стоимости для цели конвертации
Название компании
ОАО «Зейская ГЭС»
Расчетная
стоимость 100%
пакета акций,
руб.
Количество акций
в 100% пакете,
шт.
Акции
обыкновенные, шт.
Акции
привилегированные, шт.
10 938 108 780
1 036 827 943
809 803 089
227 024 854
В том числе
Продолжение
Название компании
ОАО «Зейская ГЭС»
Рыночная стоимость одной
обыкновенной акции, руб.
Рыночная стоимость одной
привилегированной акции, руб.
10,75
9,84
Источник: договор на оценку.
Развернутый анализ и расчет рыночной стоимости Объекта оценки представлены в тексте настоящего
Отчета, отдельные части которого не могут трактоваться раздельно, а только в совокупности, принимая
во внимание все содержащиеся в Отчете допущения и ограничивающие обстоятельства.
Обращаем Ваше внимание на то, что это письмо не является отчетом об оценке, а только предваряет
направляемый Вам Отчет.
При возникновении вопросов по Отчету, мы готовы в любое удобное для Вас время предоставить Вам
все необходимые дополнительные разъяснения.
С уважением,
Исполнительный директор Консорциума оценщиков
Романовский В.Б.
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
Оглавление
Глава 1.
Общие положения ............................................................................................................5
Основание для проведения оценки..................................................................................................5
Объект оценки .................................................................................................................................5
Цели и задачи оценки ......................................................................................................................5
Используемые стандарты оценки.....................................................................................................5
Вид оцениваемой стоимости ............................................................................................................5
Дата проведения оценки (дата оценки) ...........................................................................................6
Дата составления Отчета .................................................................................................................6
Краткие сведения об Оценщике.......................................................................................................6
Основные термины и определения ..................................................................................................8
Документы, определяющие количественные и качественные характеристики
Объектов оценки............................................................................................................................10
Документы по оцениваемым обществам..............................................................................10
Глава 2. Ограничивающие условия и обстоятельства, существенные
предположения и допущения......................................................................................................... 13
Допущения и ограничивающие условия общего характера ...........................................................13
Допущения и ограничивающие условия частного характера .........................................................14
Глава 3.
Процедура оценки рыночной стоимости акций......................................................... 16
Суть и основные этапы процесса оценки .......................................................................................16
Анализ основных подходов к оценке активов предприятия ...........................................................16
Теоретические основы затратного подхода к оценке предприятий (акций)...................................17
Метод чистых активов .........................................................................................................17
Метод ликвидационной стоимости ......................................................................................18
Теоретические основы доходного подхода к оценке предприятий (акций)....................................18
Методы дисконтирования доходов ......................................................................................20
Метод капитализации доходов ............................................................................................20
Теоретические основы сравнительного подхода к оценке предприятий........................................21
Метод рынка капитала ........................................................................................................22
Метод сделок (продаж) .......................................................................................................22
Метод отраслевых коэффициентов (мультипликаторов).....................................................22
Процедура согласования, начисление скидок и премий.................................................................22
Глава 4.
Описание Объектов оценки .......................................................................................... 25
Глава 5.
Макроэкономические допущения................................................................................ 26
Анализ экономических факторов, оказывающих влияние на проведение оценки..........................26
Глава 6.
Описание расчетной модели ........................................................................................ 28
Глава 7.
Определение стоимости на основе затратного подхода .......................................... 29
Определение расчетных параметров в рамках затратного подхода...............................................29
Определение стоимости замещения основных средств и незавершенного
строительства......................................................................................................................29
Нормализация составляющих собственного оборотного капитала......................................38
Выявление долгосрочных активов и обязательств ..............................................................39
Выявление и определение рыночной стоимости непрофильных активов............................39
Расчет чистого долга ...........................................................................................................40
Оглавление
3
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала
оцениваемого Общества на основе доходного подхода ............................................................. 41
Общие положения..........................................................................................................................41
Выбор метода расчетов..................................................................................................................41
Оценка на основе анализа дисконтированных денежных потоков ......................................41
Выбор типа денежного потока.............................................................................................42
Определение длительности прогнозного периода .........................................................................43
Формирование доходов..................................................................................................................44
Формирование доходов от основной деятельности .............................................................44
Анализ затрат предприятия от текущей деятельности...................................................................54
Прогноз затрат по основной деятельности..........................................................................55
Прогноз результатов от прочей операционной и внереализационной деятельности.....................61
Расчет чистого денежного потока ..................................................................................................62
Формирование чистой прибыли Общества ..........................................................................62
Прогноз капитальных вложений..........................................................................................62
Прогноз изменения собственного оборотного капитала......................................................64
Обязательные выплаты из прибыли....................................................................................66
Прогноз величины чистого денежного потока.....................................................................67
Выбор ставки дисконтирования .....................................................................................................67
Определение стоимости собственного капитала .................................................................68
Определение стоимости заемного капитала........................................................................72
Расчет средневзвешенной стоимости капитала (WACC) ......................................................73
Расчет терминальной стоимости ....................................................................................................73
Денежный поток в постпрогнозном периоде.......................................................................73
Расчет поправки на нормализацию амортизационных отчислений .....................................74
Расчет стоимости собственного капитала Общества на основании доходного подхода.................74
Глава 9. О возможности применения сравнительного подхода для
определения рыночной стоимости акций Общества................................................................... 76
Глава 10. Окончательное суждение о рыночной стоимости Объекта оценки........................ 77
Заключение о стоимости 1 обыкновенной и 1 привилегированной акции в составе
100% пакета акций ОАО «Зейская ГЭС» ........................................................................................77
Глава 11. Сведения об оценщиках и сертификат качества оценки ........................................ 78
Сведения об оценщиках, состав выполненных ими работ..............................................................78
Сертификат оценки........................................................................................................................79
Глава 12. Перечень нормативных документов и использованной литературы..................... 81
Глава 13. Перечень приложений .................................................................................................. 83
Оглавление
4
Глава
1
Общие положения
Основание для проведения оценки
Основанием для проведения оценки является Договор № 267-26-07 от 29 июня 2007 г., между
Консорциумом оценочных организаций (далее по тексту — Оценщик) с одной стороны, и
ОАО «Зейская ГЭС» (далее по тексту — Заказчик) с другой.
Объект оценки
Объектами оценки являются 1 обыкновенная и 1 привилегированная акции в составе 100%
пакета акций ОАО «Зейская ГЭС» (далее — Объекты оценки).
Цели и задачи оценки
Цели оценки: определение рыночной стоимости объектов оценки для целей определения
коэффициентов конвертации акций, а также для целей принятия управленческих решений в
рамках реорганизации.
Используемые стандарты оценки
Требования к содержанию настоящего Отчета регламентированы:
„
Федеральным Законом от 29.07.1998 г. №135-ФЗ «Об оценочной деятельности в
Российской Федерации» в действующей редакции (далее по тексту — Закон);
„
Стандартами оценки, обязательными к применению субъектами оценочной
деятельности, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 06.07.2001 г.
№519 в действующей редакции (далее по тексту — Стандарты).
В тех случаях, когда в вышеназванных нормативных актах отсутствует база для объяснения
каких-либо терминов, используемых в настоящем Отчете, для определения этих терминов
используются Международные стандарты оценки МСО-2005, а также прочие нормативные
акты, на которые имеются ссылки в соответствующих разделах Отчета.
Вид оцениваемой стоимости
Видом стоимости, подлежащим оценке, является рыночная стоимость.
В тексте Закона рыночная стоимость определена как наиболее вероятная цена, по которой
данный объект оценки может быть отчужден на открытом рынке в условиях конкуренции, когда
5
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
стороны сделки действуют разумно, располагая всей необходимой информацией, а на
величине цены сделки не отражаются какие-либо чрезвычайные обстоятельства, то есть когда:
„
одна из сторон сделки не обязана отчуждать объект оценки, а другая сторона не
обязана принимать исполнение;
„
стороны сделки хорошо осведомлены о предмете сделки и действуют в своих
интересах;
„
объект оценки представлен на открытый рынок в форме публичной оферты;
„
цена сделки представляет собой разумное вознаграждение за объект оценки, и
принуждения к совершению сделки в отношении сторон сделки с чьей-либо
стороны не было;
„
платеж за объект оценки выражен в денежной форме.
В соответствии со Стандартами, рыночная стоимость объекта оценки — это наиболее
вероятная цена, по которой объект оценки может быть отчужден на открытом рынке в
условиях конкуренции, когда стороны сделки действуют разумно, располагая всей необходимой
информацией, а на величине цены сделки не отражаются какие-либо чрезвычайные
обстоятельства.
Очевидно, что текстуальные различия приведенных выше определений не меняют сути
понятия «рыночная стоимость».
Дата проведения оценки (дата оценки)
Оценка проведена по состоянию на 01 апреля 2007 года (курс 1 USD = 26,0113 руб.).
Дата составления Отчета
Настоящий Отчет составлен 15.06.2007 г.
Краткие сведения об Оценщике
Консорциум оценочных организаций в составе:
Таблица 2. Состав оценочных организаций в Консорциуме
№
п/п
Наименование оценочной организации
Статус
1. ООО «Институт проблем предпринимательства»
Глава Консорциума;
2.
ЗАО «АБМ Пертнер»
член Консорциума;
3.
ЗАО «Центр профессиональной оценки»
член Консорциума
4.
ООО «Оценочная фирма «Бином»
член Консорциума;
Источник: Договор на оценку.
ООО «Институт проблем предпринимательства»
Юридический адрес: 199178, г. Санкт-Петербург, В.О. 12 линия, д.11, лит. А, пом.3-Н;
Почтовый адрес, адрес фактического местонахождения: 191119, г. Санкт-Петербург,
ул. Марата, д. 92.
Глава 1. Общие положения
6
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
В соответствии с Федеральным Законом от 29.07.1998 г. № 135-ФЗ «Об оценочной
деятельности в Российской федерации» гражданская ответственность ООО «Институт проблем
предпринимательства» застрахована в Страховой компании ОАО «Альфа-Страхование»,
страховой полис № 7862/776/1143/06 от 19 июня 2006 г.
Порядок лицензирования оценочной деятельности утвержден Постановлением Правительства
РФ в соответствии со ст. 23 Федерального закона от 29.07.1998 г. № 135-ФЗ «Об оценочной
деятельности». ООО «Институт проблем предпринимательства» имеет Лицензию на
осуществление оценочной деятельности (по всем видам объектов оценки) за № 000154 от 20
августа 2001 года, выданную Министерством имущественных отношений РФ. Срок действия
лицензии – до 20 августа 2007 года.
Непосредственные исполнители настоящего Отчета (далее по тексту — оценщики) имеют
высшее образование и прошли профессиональную переподготовку по специализации «Оценка
стоимости предприятия (бизнеса)».
ЗАО «АБМ Партнер»
Юридический адрес: 119121, г. Москва, ул. Плющиха, д.10;
Почтовый адрес, адрес фактического местонахождения: 115191, г. Москва, ул. Б. Тульская,
д.10, стр. 9, оф.9514, п/я 17.
В соответствии с Федеральным Законом от 29.07.1998 г. № 135-ФЗ «Об оценочной
деятельности в Российской федерации» гражданская ответственность ЗАО «АБМ Партнер»
застрахована в Страховой компании ОАО «МАКС», полис 1047097 № 1125752 от 11.10.2004 г.,
действующий до 10.10.2005 г.
Порядок лицензирования оценочной деятельности утвержден Постановлением Правительства
РФ в соответствии со ст. 23 Федерального закона от 29.07.1998 г. № 135-ФЗ «Об оценочной
деятельности». ЗАО «АБМ Партнер» имеет Лицензию на осуществление оценочной
деятельности № 000119 от 16 августа 2001 года, выданную Министерством имущественных
отношений РФ. Срок действия лицензии до 15 августа 2007 года.
ЗАО «Центр профессиональной оценки»
Юридический адрес: г. Москва, 125468, Ленинградский проспект, 49.
Место нахождения Оценщика: Москва, ул. Садовническая, д.71/5.
ИНН 7714118882
Лицензия на осуществление оценочной деятельности № 000001 ЗАО «Центр
профессиональной оценки» выдана распоряжением Минимущества России от 01 августа 2001
года №2220-р 06 августа 2001 года, срок действия продлен до 6 августа 2007 года.
В соответствии с Федеральным Законом от 29.07.1998 г. № 135-ФЗ «Об оценочной
деятельности в Российской федерации» гражданская ответственность ЗАО ЦПО» застрахована
в ЗАО «Информстрах»; страховой полис №19/06-0657 выдан 03.11.2006г. сроком действия до
03.11.2007г.; общая страховая сумма 30 000 000 (Тридцать миллионов) руб.
Глава 1. Общие положения
7
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
ООО «Оценочная фирма «БИНОМ»
Юридический адрес: 400001 Волгоград, ул. Канунникова, 6/1.
Место нахождения Оценщика: 400001 Волгоград, ул. Канунникова, 6/1.
ИНН 3443032430
Лицензия на осуществление оценочной деятельности № 001656 ООО «Оценочная фирма «БИНОМ»
выдана распоряжением Минимущества России от 04 октября 2001 года №2899-р 10 октября
2001 года, срок действия продлен до 10 октября 2007 года.
Основные термины и определения
Ценная бумага
Документ, удостоверяющий с соблюдением установленной формы и других
реквизитов имущественные права, осуществление и передача которых возможны
только при его предъявлении. К ценным бумагам относятся: облигация, вексель, чек,
депозитный сертификат и сберегательный сертификат, банковская сберегательная
книжка на предъявителя, коносамент, акция, приватизационные ценные бумаги и
другие документы, которые законами о ценных бумагах или в установленном ими
порядке отнесены к числу ценных бумаг.
Акция
Эмиссионная ценная бумага, закрепляющая права ее владельца (акционера) на
получение части прибыли акционерного общества в виде дивидендов, на участие в
управлении акционерным обществом и на часть имущества, остающегося после его
ликвидации (см. Федеральный закон «О рынке ценных бумаг» № 39-ФЗ от
22.04.1996 г., ст. 2.).
Акционер
Владелец акций, получающий прибыль по акциям в виде дивидендов
(Международные Стандарты оценки МСО-2005).
Номинальный держатель
Юридическое лицо или физическое лицо, зарегистрированное, как владелец ценной
бумаги, фактически принадлежащей другому лицу. Обычно это банк,
инвестиционная компания и другое учреждение, осуществляющее по доверенности
управление инвестиционными портфелями своих клиентов (Международные
Стандарты оценки МСО-2005).
Контрольный пакет акций
Доля от общего количества акций с правом голоса, обеспечивающая ее владельцу
контроль над деятельностью компании. Теоретически она должна превышать 50%,
однако если остальные акции распылены среди множества мелких акционеров, то
для эффективного контроля достаточно иметь 20-30% акций (Международные
Стандарты оценки МСО-2005).
Премия за получение
контроля
Премия сверх рыночной стоимости пакета акций компании, которую покупатель
этого пакета готов заплатить для того, чтобы получить контроль над компанией
(Международные Стандарты оценки МСО-2005).
Скидка за неконтрольный
пакет акций
Величина, на которую уменьшается пропорциональная оцениваемому пакету доля в
общей стоимости предприятия, с учетом неконтрольного характера оцениваемого
пакета (Международные Стандарты оценки МСО-2005).
Скидка за недостаточную
ликвидность акций
Определяется как абсолютная величина или доля (в %), на которую уменьшается
стоимость оцениваемого пакета для отражения недостаточной ликвидности (т.е.
способности ценной бумаги быть быстро проданной в достаточно короткое время и
превращенной в денежные средства без существенных потерь для держателей).
Применяется при оценках акций закрытых компаний. Она же должна применяться
применительно к акциям компаний, которые лишь по форме (а не по экономической
сути и мотивации) являются открытыми.
Уставный капитал
В соответствии с Международными Стандартами оценки МСО-2005:
акции, представляющие интересы собственников в данном бизнесе (обыкновенные
и привилегированные),
сумма акций, которую компания имеет право выпустить,
активы компании или собственность, вложенные акционерами,
обязательства компании перед акционерами после удовлетворения требований
кредиторов.
Уставный капитал общества определяет минимальный размер имущества общества,
гарантирующего интересы его кредиторов. Он не может быть меньше размера,
Глава 1. Общие положения
8
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
предусмотренного законом об акционерных обществах.
Цена
Денежная сумма, предлагаемая или уплаченная за объект оценки или его аналог
(Стандарты, п.8).
Аналог объекта оценки
Сходный по основным экономическим, материальным, техническим и другим
характеристикам объекту оценки другой объект, цена которого известна из сделки,
состоявшейся при сходных условиях (Стандарты, п.9).
Подходы к оценке
Затратный — совокупность методов оценки стоимости объекта оценки, основанных
на определении затрат, необходимых для восстановления либо замещения объекта
оценки, с учетом его износа.
Сравнительный — совокупность методов оценки стоимости объекта оценки,
основанных на сравнении объекта оценки с аналогичными объектами, в отношении
которых имеется информация о ценах сделок с ними.
Доходный — совокупность методов оценки стоимости объекта оценки, основанных
на определении ожидаемых доходов от объекта оценки.
(Стандарты, п.5).
Метод оценки
Способ расчета стоимости объекта оценки в рамках одного из подходов к оценке
(Стандарты, п.6).
Виды стоимости, отличные
от рыночной
В соответствии со Стандартами, различают следующие виды стоимостей, отличных
от рыночной:
стоимость объекта оценки с ограниченным рынком — стоимость объекта оценки,
продажа которого на открытом рынке невозможна или требует дополнительных
затрат по сравнению с затратами, необходимыми для продажи свободно
обращающихся на рынке товаров;
стоимость замещения объекта оценки — сумма затрат на создание объекта,
аналогичного объекту оценки, в рыночных ценах, существующих на дату
проведения оценки, с учетом износа объекта оценки;
стоимость воспроизводства объекта оценки — сумма затрат в рыночных ценах,
существующих на дату проведения оценки, на создание объекта, идентичного
объекту оценки, с применением идентичных материалов и технологий, с учетом
износа объекта оценки;
стоимость объекта оценки при существующем использовании — стоимость объекта
оценки, определяемая исходя из существующих условий и цели его использования;
инвестиционная стоимость объекта оценки — стоимость объекта оценки,
определяемая исходя из его доходности для конкретного лица при заданных
инвестиционных целях;
стоимость объекта оценки для целей налогообложения — стоимость объекта
оценки, определяемая для исчисления налоговой базы и рассчитываемая в
соответствии с положениями нормативных правовых актов (в том числе
инвентаризационная стоимость);
ликвидационная стоимость объекта оценки — стоимость объекта оценки в случае,
если объект оценки должен быть отчужден в срок меньше обычного срока
экспозиции аналогичных объектов;
утилизационная стоимость объекта оценки — стоимость объекта оценки, равная
рыночной стоимости материалов, которые он в себя включает, с учетом затрат на
утилизацию объекта оценки;
специальная стоимость объекта оценки — стоимость, для определения которой в
договоре об оценке или нормативном правовом акте оговариваются условия, не
включенные в понятие рыночной или иной стоимости, указанной в настоящих
стандартах оценки.
Виды специальной
стоимости
полная восстановительная стоимость — сумма затрат в рыночных ценах,
Глава 1. Общие положения
существующих на дату проведения оценки, на создание объекта, идентичного
объекту оценки, с применением идентичных материалов и технологий. Таким
образом, полная восстановительная стоимость является частным случаем стоимости
воспроизводства, которая регламентируется Стандартами, при условии отсутствия у
объекта оценки накопленного износа.
восстановительная стоимость — полная восстановительная стоимость за вычетом
«прибыли предпринимателя».
полная стоимость замещения (ПСЗ) — стоимость нового строительства
гипотетического объекта недвижимости, который в полной мере
обеспечивает выполнение всех функций, реализуемых в оцениваемом
объекте. Причем новое строительство выполнено по современному проекту
9
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
(без функционального устаревания), из современных материалов, с
применением современных технологий. В составе полной стоимости замещения
дополнительно учтены косвенные затраты, понесенные инвестором на
предпродажную подготовку объекта, а также учтена прибыль предпринимателя.
Дата проведения оценки
Календарная дата, по состоянию на которую определяется стоимость объекта
оценки (Стандарты, п.7).
Основные средства
Категория материально-вещественных ценностей, которые можно использовать в
хозяйственной деятельности в течение длительного времени. Включает земельные
участки, здания, машины и оборудование и т.п. В бухгалтерском учете совпадает с
категорией основных активов (Международные Стандарты оценки МСО-2005).
Незавершенные
капитальные вложения
Не оформленные актами сдачи-приемки основных средств затраты на строительномонтажные работы, приобретение зданий, оборудования, транспортных средств,
инструмента, инвентаря, иных материальных объектов длительного пользования,
прочие капитальные работы и затраты (см. Положение по ведению бухгалтерского
учета и бухгалтерской отчетности в РФ, утв. Приказом Минфина РФ от 29.07.1998 г.
№34н).
Нематериальные активы
Объекты интеллектуальной собственности;
исключительное право патентообладателя на изобретение, промышленный образец,
полезную модель;
исключительное авторское право на программы для ЭВМ, базы данных;
имущественное право автора или иного правообладателя на топологии
интегральных микросхем;
исключительное право владельца на товарный знак и знак обслуживания,
наименование места происхождения товаров;
исключительное право патентообладателя на селекционные достижения.
В составе нематериальных активов учитываются также деловая репутация
организации и организационные расходы. В состав нематериальных активов не
включаются интеллектуальные и деловые качества персонала организации, их
квалификация и способность к труду, поскольку они не отделимы от своих
носителей и не могут быть использованы без них (в соответствии с ПБУ 14/2000).
Ставка дисконтирования
Ставка, используемая для приведения к одному моменту денежных сумм,
относящихся к различным моментам времени (Международные Стандарты оценки
МСО-2005).
Коэффициент (ставка)
капитализации
Коэффициент, характеризующий отношение дохода (прибыли) от вложений
капитала в реальный или финансовый актив к стоимости этого актива
(Международные Стандарты оценки МСО-2005) .
Итоговая величина
стоимости объекта оценки
Величина стоимости объекта оценки, полученная как итог обоснованного
оценщиком обобщения результатов расчетов стоимости объекта оценки при
использовании различных подходов к оценке и методов оценки (Стандарты, п.11) .
Документы, определяющие количественные и качественные
характеристики Объектов оценки
Документы по оцениваемым обществам
1.
Уставы в действующей редакции.
2.
Учетная политика на 2005-2006 гг.
3.
Организационные структуры по состоянию на 01.04.2007 г.
4.
Протоколы заседаний Совета директоров за 2004-2006 г.
5.
Протоколы годового собрания акционеров за 2004-2006 гг.
6.
Бизнес-планы на 2006-2007 гг.
Глава 1. Общие положения
10
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
7.
Пояснительные записки к бизнес-планам на 2007 год.
8.
Расчет тарифов на электрическую энергию (мощность) на 2006-2007 гг.
9.
Данные о структуре и численности персонала на 31.12.2006 г., о среднегодовой
заработной плате на одного работника за 2006 год.
10. Сведения о начисленных и (или) выплаченных дивидендах за 2003-2006 гг.
11. Годовые отчеты по результатам работы за 2004-2005 гг.
12. Ежеквартальные отчеты за 4 квартал 2006 года.
13. Бухгалтерская отчетность (формы №№ 1-5) за 2004-2006 гг. (поквартально).
14. Бухгалтерская отчетность дочерних обществ за 2006 год.
15. Сведения о затратах на производство и реализацию продукции за 2001-2006 гг.
16. Расширенная ведомость основных средств по состоянию на 31.12.2006 г.
17. Структура основных средств и нормы амортизации за 2004-2006 гг.
18. Расшифровки статьи баланса «Нематериальные активы» за 2004-2006 гг.
19. Расшифровки статьи баланса «Дебиторская задолженность» за 2004-2006 гг.
20. Расшифровки статьи баланса «Кредиторская задолженность» за 2004-2006 гг.
21. Данные о реструктуризации кредиторской задолженности по налогам, сборам и
начисленным пеням и штрафам по состоянию на 01.04.2007 г.
22. Расшифровки
статьи баланса «Запасы»
сверхнормативных и неликвидных.
за
2004-2006
гг.,
с
указанием
23. Расшифровки статьи баланса «Незавершенное строительство» по состоянию на
01.04.2007 г.
24. Расшифровки прочих операционных доходов и расходов за 2004-2006 гг.
25. Расшифровки внереализационных доходов и расходов за 2004-2006 гг.
26. Расшифровки
статей баланса «Долгосрочные финансовые
«Краткосрочные финансовые вложения» за 2004-2006 гг.
вложения»
и
27. Расшифровки статей баланса «Долгосрочные обязательства» и «Краткосрочные
обязательства» по состоянию на 01.04.2007 г.
28. Расшифровки статьи баланса «Расчеты с бюджетом и прочие сборы» по состоянию
на 31.12.2006 г.
29. Расшифровки статьи баланса «Расчеты по единому социальному налогу» по
состоянию на 01.04.2007 г.
30. Информация о начисленных и выплаченных налогах за 2004-2006 гг.
31. Расшифровки забалансовых счетов за 2004-2006 гг.
Глава 1. Общие положения
11
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
32. Программы ремонта оборудования, зданий и сооружений на 2006 год.
33. Справки о выполнении капитальных вложений по состоянию на 01.04.2007 г.
34. Договора финансовой аренды (лизинга), дополнительные соглашения к ним.
35. Проекты плана доходов и расходов на 2007 год.
Глава 1. Общие положения
12
Глава
2
Ограничивающие условия и обстоятельства,
существенные предположения и допущения
Допущения и ограничивающие условия общего характера
„
Настоящий Отчет достоверен лишь в полном объеме. Приложения являются
неотъемлемой частью Отчета.
„
Отчет содержит профессиональное мнение оценщиков относительно рыночной
стоимости Объекта оценки и не является гарантией того, что он будет продан на
свободном рынке по цене, равной стоимости, указанной в настоящем Отчете.
„
Оценка произведена с учетом всех ограничивающих условий и обстоятельств,
предположений и допущений, либо установленных техническим заданием на
оценку, либо введенных нижеподписавшимися оценщиками.
„
Заказчик принимает на себя обязательство заранее освободить оценщиков и
Исполнителя от всякого рода расходов и материальной ответственности,
происходящих из иска третьих лиц к ним, вследствие легального использования
настоящего Отчета, кроме случаев, когда окончательным судебным порядком
определено, что возникшие убытки и потери явились результатом мошенничества,
халатности или умышленно неправомочных действий со стороны оценщиков и/или
Исполнителя.
„
От Исполнителя (его персонала и представителей) не требуется появляться в суде
или иным образом свидетельствовать в связи с проведением данной оценки, иначе
как по официальному вызову суда.
„
Оценщики не несут ответственности за точность и достоверность информации,
полученной от представителей Заказчика и других лиц, упоминаемых в Отчете, в
письменной форме или в ходе деловых бесед.
„
Оценщики не проводили юридической экспертизы полученных документов и
исходили из собственного понимания их содержания и влияния такового на
оцениваемую стоимость. Они не несут ответственности за точность описания (и
сами факты существования) оцениваемых прав, но ссылаются на документы,
которые явились основанием для вынесения суждений о составе и качестве прав
на оцениваемые акции, активы и обязательства Общества. Оценщики не
проводили аудиторской проверки документации и информации представленной
для проведения оценки.
13
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
„
Оценщики предполагают отсутствие каких-либо скрытых фактов касающихся
правового положения, финансово-хозяйственной деятельности Общества и
используемого им имущества, влияющих на оценку и не несут ответственности в
случае выявления таковых, если они не должны были быть ими предвидены с
учетом их профессионального опыта.
„
Оценщики не принимают на себя ответственности за изменение экономических,
юридических и иных факторов, которые могут возникнуть после даты проведения
оценки и повлиять на рыночную ситуацию, а, следовательно, и на рыночную
стоимость Объекта оценки, если таковые не должны были быть предвидены и
учтены оценщиками в процессе выполнения работ.
„
Оценщики оставляют за собой право включать в состав приложений не все
использованные документы, а лишь те, которые представляются оценщикам
наиболее существенными для понимания содержания Отчета. При этом в архиве
Исполнителя будут храниться копии всех существенных материалов,
использованных при подготовке Отчета.
„
Возможные способы использования настоящего Отчета (с учетом возможности
содержания в нем информации, которая может расцениваться Заказчиком как
конфиденциальная) относятся исключительно к ответственности Заказчика.
„
Итоговый результат в Отчете округлен в соответствии с правилами арифметики и
сообразно качеству исходных данных. Промежуточные результаты не округляются
в целях избегания «наращения» ошибки итогового результата.
Допущения и ограничивающие условия частного характера
36. Допущения частного характера, учитываемые при оценке рыночной стоимости
оцениваемого общества описаны в Приложении к данному Отчету.
37. С конца 2006 года между ДЗО ОАО «ГидроОГК», находящимися под управлением
ОАО «УК ГидроОГК» и ОАО «ГидроОГК» заключены два договора: договор аренды
имущества, используемого для производства электроэнергии, и договор о
предоставлении услуг по содержанию, эксплуатации и ремонту оборудования,
используемого для производства электроэнергии. В результате подписания данных
договоров, выручка ГЭС будет складываться из арендных платежей, а также
платежей за эксплуатацию, обслуживание и ремонт оборудования, переданного в
аренду по вышеуказанным договорам.
Основной принцип, который соблюдался при подписании данных договоров – это
сохранение валовой выручки ГЭС на уровне, равном выручке данной ГЭС при
осуществлении своей основной деятельности – производство электроэнергии. То есть
общая сумма платежей по вышеуказанным договорам будет равна величине валовой
выручки, которую станция получила бы в случае самостоятельной работы на рынке.
Данные договоры составлены так, что арендные платежи по договору аренды
имущества будут покрывать амортизационные платежи станции, налог на имущество и
налог на землю с учетом рентабельности, а платежи по договору содержания и
эксплуатации оборудования равны выручке от работы на ОРЭ за минусом затрат на ОРЭ,
арендных платежей и целевых инвестиционных средств (добавка к выручке
учитывается в расчете тарифов, данные средства направляются на финансирование
строящихся ГЭС.
В связи со всем вышесказанным, при расчете рыночной стоимости общества методом
дисконтированных денежных потоков, расчет валовой выручки ГЭС сдаваемых в аренду,
оценщиками проводился из предположения самостоятельной работы станции на ОРЭ,
Глава 2. Ограничивающие условия и обстоятельства, существенные предположения и допущения
14
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
при этом численно полученная в финансовой модели выручка будет равна выручке по
заключенным договорам.
38. В рамках данной работы оценщики определяют стоимость пакета акций Общества,
уставный капитал которого сформирован обыкновенными и привилегированными
акциями. Рассмотрев все методы оценки привилегированных акций, оценщики
выбрали в качестве применимого и наиболее обоснованного для целей оценки
акций Общества, с учетом совокупности их характеристик и особенностей, метод
соотношения цены привилегированных и обыкновенных акций на фондовом
рынке. Применение данного метода позволяет получить диапазон значений
рыночной стоимости привилегированной акции Общества. При этом оценщики
учли решения Совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» на заседании 30
сентября 2005 года, о том, что стоимости привилегированных акций для целей
определения коэффициентов конвертации должны быть ориентированы на
сложившееся отношение рыночной стоимости привилегированных и обыкновенных
акций ОАО РАО «ЕЭС России». Также оценщики учли решение совместного
заседания Комитета по оценке и Комитета по стратегии и реформированию при
Совете директоров ОАО РАО «ЕЭС России» от 17 октября 2005 года,
определившего уровень данного «сложившегося отношения» равным 0,9158. С
учетом того, что на дату определения стоимости акций оцениваемого Общества
сложилась устойчивая практика принятия решения о соотношении стоимости
привилегированной и обыкновенной акций в рамках процедур конвертации, для
целей настоящего Отчета, при определении стоимости привилегированной акции
оценщики посчитали возможным использовать коэффициент отношения 0,9158.
39. При прогнозировании капитальных вложений на замену агрегатов оценщики
исходили из того, что мощности российских производителей гидроагрегатов будет
достаточно для производства всего объема необходимых ОАО «ГидроОГК»
агрегатов. Альтернативных вариантов обращения к европейским производителям
оценщики не рассматривали, располагая при этом информацией о возможном
повышении затрат на замену агрегатов до 30%.
40. В связи с частичным отсутствием необходимой информации по состоянию на 01
апреля 2007 г. при расчете отдельных параметров, необходимых при определении
рыночной стоимости, оценщиками были использованы данные на 01.01.2007 г. (в
т.ч. данные о структуре имущества Общества). Значительные изменения,
произошедшие за период, были отдельно проанализированы и учтены в расчетах.
Кроме того, поскольку в распоряжении оценщиков не имелось информации о
структуре акционерного капитала Общества по состоянию на 01 апреля 2007 г., в
Отчете была приведена структура на 01.01.2007 г., что является допустимым,
поскольку, согласно предоставленным данным, оцениваемые в настоящем отчете
Объекты оценки (пакет акций), не изменился за указанный период. Величина
долей УК, принадлежащих другим акционерам, приводится в отчете
информативно.
Глава 2. Ограничивающие условия и обстоятельства, существенные предположения и допущения
15
Глава
3
Процедура оценки рыночной стоимости акций
Суть и основные этапы процесса оценки
Оценка — это совокупность логических процедур и расчетов, имеющих целью формирование
обоснованного заключения о величине стоимости объекта. По сути, это моделирование
представлений потенциальных рационально мыслящих и свободных в действиях покупателей и
продавцов о полезности имущества, зависимости таковой от его свойств и об их готовности
приобрести данную полезность (расстаться с ней) за уместную (по их представлениям) сумму
денег. Строго говоря, предметом оценки всегда является не само имущество, а те или иные
права на него (полное право собственности или совокупность частичных прав). Методы и
технологии оценки фиксируются в форме тех или иных стандартов оценки.
Процесс оценки стоимости предприятия представляет собой совокупность действий по
выявлению и анализу физических, экономических, социальных и т.п. факторов, оказывающих
влияние на величину стоимости объекта (прав на него). Он состоит из следующих основных
этапов:
„
Изучение предприятия и выявление факторов, существенно влияющих на его
стоимость.
„
Анализ возможностей получения информации, необходимой для применения
известных подходов оценки.
„
Выбор методов оценки, применение которых уместно и реализуемо.
„
Сбор исходной информации.
„
Применение выбранных методов в рамках традиционных подходов.
„
Анализ результатов, полученных при использовании разных подходов, их
согласование и начисление необходимых скидок или премий (вынесение итогового
суждения о стоимости).
„
Подготовка отчета.
Анализ основных подходов к оценке активов предприятия
Основные методы, используемые как при оценке предприятий, так и при оценке активов в
рамках трех стандартных подходов к оценке собственности — доходного, затратного и
сравнительного приведены ниже.
16
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
Таблица 3. Основные подходы и методы оценки
Затратный подход
Сравнительный подход
Доходный подход
Метод чистых активов
Метод ликвидационной стоимости
Метод рынка капитала
Метод сделок
Метод отраслевых коэффициентов
Метод дисконтированных
денежных потоков
Метод капитализации
Источник: Теория оценки [Фишмен Джей, Пратт Шэннон, Гриффит Клиффорд, Уилсон Кейт «Руководство по оценке
стоимости бизнеса»].
Теоретические основы затратного подхода к оценке предприятий
(акций)
Затратный подход к оценке бизнеса рассматривает стоимость предприятия с точки зрения
понесенных издержек (по сути рассчитывается или размер рациональных затрат на создание
оцениваемого предприятия в его текущем состоянии и в существующей рыночной среде, или
выручка от реализации имеющихся активов). Балансовая стоимость активов и обязательств
предприятия вследствие инфляции, изменений конъюнктуры рынка, используемых методов
учета, как правило, не соответствует их реальной стоимости. В результате возникает
необходимость проведения корректировки баланса предприятия. Для осуществления этого
предварительно проводится оценка рыночной (или иной) стоимости каждого актива баланса
предприятия отдельно, затем определяется рыночная (или иная) стоимость обязательств.
После этого, из скорректированной стоимости активов вычитается стоимость обязательств, в
результате чего образуется рыночная стоимость собственного капитала предприятия.
Для расчетов используются данные баланса предприятия на дату оценки (либо на последнюю
отчетную дату), статьи которого корректируются с учетом рыночной (или иной) стоимости
активов и пассивов.
Данный подход представлен двумя основными методами:
„
метод чистых активов;
„
метод ликвидационной стоимости.
Конкретная реализация затратного подхода зависит от состояния предприятия, а именно,
является ли оно действующим и перспективным или находится в состоянии упадка, при
котором наиболее целесообразно продавать каждый актив отдельно.
Метод чистых активов
Особенностью данного метода является то, что активы и обязательства предприятия
оцениваются по рыночной или иной (далее в общем случае — скорректированной1 стоимости).
Обычно метод накопления активов (такое название представляется оценщикам в большей мере
отражающим экономический смысл расчетной модели) используется в следующих случаях:
„
компания обладает значительными материальными активами;
„
есть возможность выявить и оценить нематериальные активы, если они имеются;
„
ожидается, что компания будет по-прежнему действующим предприятием;
1
В общем случае (по умолчанию), под скорректированной стоимостью понимается рыночная стоимость за вычетом
налоговых последствий совершения потенциальной сделки. Частные случаи определения скорректированной стоимости
будут описаны в соответствующих разделах настоящего Отчета.
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
17
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
„
у компании отсутствуют ретроспективные данные о прибылях, или
возможности надежно оценить ее прибыли или денежные потоки в будущем;
нет
„
компания сильно зависит от контрактов или отсутствует постоянная предсказуемая
клиентура;
„
значительную часть активов компании составляют финансовые активы (денежные
средства, дебиторская задолженность и т.д.).
Метод ликвидационной стоимости
Метод применяется, когда предприятие находится в процессе банкротства, либо есть
серьезные сомнения в способности предприятия оставаться действующим и/или приносить
собственнику приемлемый доход.
Особенностью данного метода является тот факт, что на величину рассчитываемой стоимости
активов предприятия значительное влияние оказывает вынужденность продажи, а также то,
что в этом случае идет речь о продаже предприятия по частям. Это приводит к тому, что
ликвидационная стоимость предприятия оказывается существенно ниже рыночной стоимости
действующего предприятия, приносящего доход.
Теория оценки содержит следующее существенное (очевидное и рациональное) положение —
ликвидационная стоимость (по существу — выручка от плановой ликвидации предприятия
после удовлетворения всех требований кредиторов из средств, полученных от распродажи
активов) является абсолютной нижней границей рыночной стоимости предприятия.
Теоретические основы доходного подхода к оценке предприятий
(акций)
Доходный подход является общепринятым подходом к оценке рыночной стоимости
предприятия, доли акционеров в капитале предприятия или ценных бумаг, в рамках которого
используются один или более методов, основанных на пересчете ожидаемых доходов в
стоимость актива.
Определение рыночной стоимости предприятия (бизнеса) с позиции доходного подхода
основано на предположении о том, что потенциальный инвестор не заплатит за данный бизнес
больше, чем текущая стоимость будущих доходов, получаемых в результате его
функционирования (иными словами, покупатель в действительности приобретает право
получения будущих доходов от владения собственностью). Аналогичным образом, собственник
не продаст свой бизнес по цене ниже текущей стоимости прогнозируемых будущих доходов.
Считается, что в результате своего взаимодействия стороны придут к соглашению о рыночной
цене, равной текущей стоимости будущих доходов.
Подход с точки зрения дохода представляет собой процедуру оценки стоимости, исходя из
того, что стоимость бизнеса непосредственно связана с текущей стоимостью будущих чистых
доходов, которые принесет данный бизнес. Текущая стоимость суммы будущих доходов служит
ориентиром того, сколь много готов заплатить за оцениваемое предприятие потенциальный
инвестор.
Ожидаемые доходы, как они понимаются в рамках доходного подхода, имеют денежное
выражение. В зависимости от характера оцениваемого предприятия, доли акционеров в его
капитале или ценных бумаг, а также других факторов, ожидаемые доходы могут быть
достаточно точно выражены через такие показатели, как чистый денежный поток, дивиденды,
различные формы прибыли.
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
18
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
Ожидаемые доходы должны оцениваться исходя из таких характеристик, как природа данного
предприятия; структура его капитала; показатели деятельности родственных ему предприятий,
взятые в ретроспективе; перспективы развития данного предприятия и отраслей, с которыми
оно связано, а также других экономических факторов.
Пересчет ожидаемых доходов в стоимость предприятия осуществляется с помощью процедур,
которые позволяют учесть ожидаемые темпы роста, время и периодичность получения
доходов, степень риска получения доходов в планируемое время и в ожидаемом объеме, а
также стоимость денег во времени.
При пересчете ожидаемых доходов в стоимость компании, как правило, требуется определить
величину коэффициента капитализации или ставки дисконтирования. При определении
соответствующей ставки необходимо учитывать действие таких факторов, как уровень ставки
банковского процента, величина дохода для аналогичных предприятий согласно ожиданиям
инвесторов, а также характеристики риска, связанного с получением ожидаемых доходов.
При использовании методов дисконтирования будущих доходов ожидаемые темпы роста
учитываются при оценке размеров поступлений доходов в будущем. При использовании
методов капитализации доходов от ожидаемых темпов роста непосредственно зависит
величина ставки капитализации.
Данный подход является основным для оценки рыночной стоимости действующих
предприятий, которые после их перепродажи новым владельцам не планируется закрывать
(ликвидировать). Применительно к действующему предприятию данный метод предполагает
рассмотрение результатов прогнозирования деятельности предприятия в соответствии с
доступными ему технологиями выпуска продукции.
В рамках доходного подхода к оценке бизнеса традиционно выделяют два основных метода
(или две группы методов, в зависимости от степени детализации):
„
методы, основанные на пересчете будущих ежегодных доходов компании в
текущую стоимость (методы дисконтирования доходов);
„
методы, базирующиеся на средней величине дохода (методы капитализации
доходов).
В качестве дохода в оценке бизнеса могут выступать прибыль предприятия, выручка,
выплачиваемые или потенциальные дивиденды, денежный поток. В зависимости от того что,
выбрано оценщиком в качестве дохода, различают соответствующие методы дисконтирования
и капитализации:
„
метод дисконтирования прибыли, метод дисконтированных дивидендных выплат,
метод дисконтированных денежных потоков;
„
метод капитализации нормализованной прибыли; метод капитализации выручки;
метод
капитализации
дивидендных
выплат,
метод
капитализации
нормализованного денежного потока.
Метод дисконтирования денежных потоков может быть использован для оценки любого
предприятия. По отзывам западных специалистов, в 90% случаев применения доходного
подхода для оценки средних и крупных предприятий применяется именно этот метод. Данный
метод является самым трудоемким и дорогим, но в существующих российских условиях самым
корректным. Преимущество дисконтирования денежного потока над дисконтированием
прибыли и дивидендов заключается в том, что в настоящее время ни прибыль, ни дивиденды
не отражают в достаточной степени состояния российских предприятий и организаций, а также
предпочтений инвесторов.
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
19
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
Методы дисконтирования доходов
Методы первой группы предполагают составление четкого прогноза динамики развития
предприятия, вплоть до момента, когда колебаниями в темпах роста можно пренебречь. Все
спрогнозированные доходы затем дисконтируются, то есть их будущая величина приводиться к
стоимости этих денег на дату оценки. Таким образом, основные задачи при использовании
методов дисконтирования состоят в следующем:
„
правильно спрогнозировать будущие доходы компании;
„
учесть факторы риска в ставке дисконтирования.
Метод дисконтированных денежных потоков используется тогда, когда можно в достаточной
мере обоснованно прогнозировать будущие денежные потоки, эти потоки будут существенно
отличаться от текущих, ожидается, что денежный поток в последний год прогнозного периода
будет значительной положительной величиной. Другими словами, метод более применим (чем
метод капитализации) к приносящим доход предприятиям, имеющим нестабильные потоки
доходов и расходов.
Отличительной особенностью и главным достоинством данного метода является то, что он
позволяет учесть несистематические изменения потока доходов, которые нельзя описать
какой-либо математической моделью. Данное обстоятельство делает привлекательным
использование метода дисконтированных денежных потоков в условиях российской экономики,
характеризующейся сильной изменчивостью цен на готовую продукцию, сырье, материалы и
прочие компоненты, существенным образом влияющие на стоимость оцениваемого бизнеса.
Еще одним аргументом, выступающим в пользу применения метода дисконтированных
денежных потоков, является наличие информации, позволяющей обосновать модель доходов и
расходов в прогнозный период (финансовая отчетность предприятия, данные исследования
рынка, ретроспективный анализ оцениваемого предприятия, позволяющий выявить тенденцию
его развития и дать рекомендации по стратегии дальнейшего развития, которые являются
неотъемлемой составной частью DCF -анализа)2.
При составлении прогноза доходов в рамках некоторого прогнозного периода, длительность
которого определяется временем стабилизации денежного потока, получаемого компанией,
необходимо учитывать риск, связанный с их получением, под которым подразумевается
степень неопределенности достижения в будущем ожидаемых результатов, т.е. необходимо
оценить степень вероятности получения прогнозируемого денежного потока. Численной мерой
инвестиционного риска, в модели расчета методом дисконтирования, является ставка
дисконтирования.
Как известно, стоимость денежной единицы с течением времени уменьшается, т.е. для
получения достоверной оценки необходимо привести будущие денежные потоки к
эквивалентной текущей стоимости. И, наконец, по прошествии прогнозного периода бизнес
способен еще приносить доход и поэтому обладает некоторой остаточной стоимостью.
Сумма текущей стоимости денежных потоков в прогнозный период и текущего значения
остаточной стоимости (т.е. остаточной стоимости приведенной к дате оценки) и будет равна
рыночной стоимости оцениваемого предприятия (бизнеса).
Метод капитализации доходов
В отличие от метода дисконтирования, метод капитализации предполагает, что в будущем все
доходы компании будут либо одного размера, либо будут иметь постоянную величину
среднегодовых темпов роста. Подобный подход, в определенной степени более прост (по
2
Discount Cash Flow – дисконтированный денежный поток.
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
20
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
сравнению с методом дисконтирования доходов), поскольку не требуется составления среднеи долгосрочных прогнозов доходов. Однако на сегодняшний день применение метода
капитализации в оценке бизнеса ограничено кругом крупнейших российских предприятий
(монополии и олигополии) с относительно стабильными доходами и расходами, находящихся
на стадии зрелости своего жизненного цикла, рынок сбыта которых устоялся и не претерпит
значительных изменений в долгосрочной перспективе. Использование же данного метода при
оценке предприятий реформируемой отрасли может привести к получению недостаточно
обоснованного результата.
Теоретические основы сравнительного подхода к оценке
предприятий
Сравнительный подход базируется на рыночной информации и учитывает текущие действия
потенциальных продавцов и покупателей. Данный подход предусматривает использование
информации о сделках купли — продажи компаний (частичных интересов в них в виде пакетов
акций или долей участия).
Обычно сравнительный подход используется в следующих случаях:
„
имеется достаточное количество сопоставимых (действительно сходных с
оцениваемой по наиболее важным экономическим параметрам) компаний и сделок
с ними (частичными интересами в них);
„
имеется достаточно данных по сопоставимым компаниям (и сделкам) для
проведения соответствующего финансового анализа;
„
имеются надежные данные о прибылях или денежных потоках как оцениваемой,
так и сопоставимых компаний;
В рамках данного подхода используются следующие методы оценки предприятия:
„
метод рынка капитала основан на анализе цен реальных сделок с акциями
сходных компаний (в составе миноритарных пакетов);
„
метод сделок — основан на анализе цен приобретения контрольных или
существенно значимых пакетов акций в сходных компаниях;
„
метод отраслевых коэффициентов — основан на специальных формулах или
ценовых показателях, используемых в одной или различных отраслях.
В идеале, компании-аналоги действуют в той же отрасли, что и оцениваемые компании,
однако, если по предприятиям данной отрасли отсутствует достаточная информация о сделках,
может оказаться необходимым рассмотреть другие компании, схожие с оцениваемой компанией
по таким инвестиционным характеристикам, как рынки сбыта, продукция, темпы роста,
зависимость от циклических колебаний, а также по другим существенным параметрам.
Ценовая информация о компаниях-аналогах должна быть увязана с наиболее существенной
финансовой информацией о каждой компании-аналоге, чтобы можно было рассчитать
соответствующие оценочные коэффициенты.
Основные принципы, лежащие в основе перечисленных методов, описаны ниже.
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
21
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
Метод рынка капитала
Метод базируется на ценах, по которым происходили сделки купли-продажи акций сходных
компаний на фондовых рынках. Данные о сопоставимых предприятиях при использовании
соответствующих корректировок могут послужить ориентирами для определения стоимости
оцениваемого предприятия. Преимущество данного метода заключается в использовании
фактической информации, а не прогнозных данных, имеющих известную неопределенность.
Для реализации данного метода необходима достоверная и детальная финансовая и рыночная
информация по группе сопоставимых предприятий и оцениваемого предприятия. Выбор
сопоставимых предприятий осуществляется исходя из анализа сходных предприятий по
отрасли, продукции, диверсификации продукции (услуг), жизненному циклу, географии,
размерам, стратегии деятельности, финансовым характеристикам (рентабельности, темпам
роста и пр.). Метод определяет уровень стоимости неконтрольного (миноритарного) пакета
акций.
Метод сделок (продаж)
Данный метод основан на анализе цен приобретения контрольных или существенно значимых
пакетов акций сходных предприятий (в том числе полного права собственности). Результатом
является оценка стоимости мажоритарного пакета акций, позволяющего полностью или в
значительной степени управлять предприятием.
Метод отраслевых коэффициентов (мультипликаторов)
Данный метод основан на специальных формулах и ценовых показателях, используемых в
отдельных отраслях производства. Формулы и ценовые показатели выводятся эмпирическим
путем из данных о продажах тех или иных интересов в предприятиях (или полного пакета
прав). В зависимости от смысла мультипликатора результат отражает или стоимость акций в
миноритарном пакете (наиболее частая практика), или стоимость всего бизнеса.
Для проведения анализа компании может быть выбрано несколько оценочных коэффициентов
и рассчитано несколько показателей стоимости. При сведении результатов необходимо принять
во внимание относительную значимость каждого показателя, используемого при подготовке
оценочного заключения о стоимости.
Процедура согласования, начисление скидок и премий
После определения показателей стоимости оцениваемого предприятия с применением
стандартных подходов к оценке, необходимо провести согласование этих результатов,
проанализировав их положительные и отрицательные стороны с точки зрения текущей
рыночной ситуации, после чего сделать вывод о степени влияния результатов, полученных при
использовании каждого из подходов, на итоговую стоимость предприятия (100%-го пакета
акций).
В случае определения стоимости частичного интереса (не 100%-го пакета), становится
необходимо определить степень влияния на стоимость этой доли (пакета) факта контрольности
или неконтрольности последней, уровня концентрации контроля у других акционеров, а также
воздействия на эту стоимость степени ликвидности акций оцениваемого предприятия.
Для получения итоговой величины стоимости в процессе оценки предприятия в зависимости от
размера оцениваемого пакета акций учитываются:
„
Премия за контроль.
„
Скидка за недостаточность контроля.
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
22
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
„
Скидка за недостаточную ликвидность акций.
Права собственника контрольного пакета, наличие которых приводит к тому, что стоимость
распоряжения/владения
контрольным
пакетом
всегда
выше
стоимости
распоряжения / владения миноритарным пакетом приведены ниже:
„
выборы Совета директоров и назначение менеджеров;
„
определение вознаграждения менеджеров и их привилегий;
„
определение политики предприятия, изменение стратегии развития бизнеса;
„
принятие решений о поглощениях и слияниях с другими компаниями;
„
принятие решений о ликвидации, распродаже имущества предприятия;
„
принятие решений об эмиссии;
„
изменение уставных документов;
„
распределение прибыли по итогам деятельности предприятия и установление
размеров дивидендов;
„
принятие решения о продаже или приобретении собственных акций компании.
Скидка за недостаточную ликвидность отражает невозможность быстрой продажи акций
(«превращения» их в деньги). Она начисляется не только при оценке закрытых компаний, но и
акций открытых, которые не находятся в активном рыночном обороте.
Факторы, увеличивающие размер скидки за недостаточную ликвидность для различных
объектов оценки:
„
низкий размер дивидендов или невозможность их выплаты;
„
неблагоприятные перспективы продажи части акций предприятия или самого
предприятия;
„
ограничения на операции с акциями (например, законодательное запрещение
свободной продажи акций закрытых компаний);
„
несформированность рынка (и/или непредставленность на нем) акций конкретной
компании.
Факторы, уменьшающие размер скидки на низкую ликвидность:
„
возможность свободной продажи акций;
„
возможность свободной продажи самого предприятия;
„
высокий размер дивидендов.
В настоящей работе в основном оценке подлежит рыночная стоимость пакета акций Общества.
Одной из немногих в этом случае является следующая методика, включающая в себя три
этапа:
1.
Используя методы трех стандартных подходов (если все они, в принципе,
применимы), определяется стоимость всего предприятия (100% пакета акций).
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
23
Подготовлено для ОАО «Зейская ГЭС»
2.
Определяется необходимость скидки / премии за контроль и ликвидность, а затем
стоимость 100% пакета акций корректируется с учетом вышеперечисленных
скидок / премий.
3.
Рассчитывается стоимость пакета акций и (или) одной акции, как стоимость 100%
пакета акций с учетом скидок / премий умноженная на долю оцениваемого пакета.
Глава 3. Процедура оценки рыночной стоимости акций
24
Глава
4
Описание Объектов оценки
Объектами оценки являются 1 обыкновенная и 1 привилегированная акции в составе 100% пакета
акций ОАО «Зейская ГЭС» (далее — Объекты оценки).
Подробное описание объектов оценки дано в приложении к настоящему Отчету.
25
Глава
5
Макроэкономические допущения
Анализ экономических факторов, оказывающих влияние на
проведение оценки
Прогноз основных макроэкономических показателей был составлен на основе исследований
EIU. При прогнозировании макроэкономических и отраслевых показателей мы также
пользовались данными Росстата и прогнозами МЭРТ.
Наше предположение о динамике отраслевых макроэкономических показателей РФ, а также о
темпах роста цен на услуги естественных монополий основано на «Сценарных условиях
социально-экономического развития Российской Федерации на 2007 год и на период до 2009
года и предельных уровнях цен (тарифов) на продукцию (услуги) естественных монополий на
2007 год», подготовленных МЭРТ в декабре 2005 г.
Прогноз динамики макроэкономических показателей представлен в следующей таблице.
Таблица 4. Прогноз динамики основных макроэкономических индикаторов в РФ
Показатель
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Обменный курс
руб./долл. США
(средн.)
26,5
27,2
28,2
29
29,1
30,04
30,85
31,39
31,79
32,04
Обменный курс
руб./ евро
(средн.)
36,04
36,45
36,38
36,54
36,67
38,14
39,49
40,5
41,33
41,98
Цена на нефть,
Brent NWE,
долл. США/
баррель
65,61
63,56
57,98
53,11
49,05
50,13
51,23
52,36
53,51
54,69
Индекс
дефлятора ВВП
РФ
1,1
1,09
1,08
1,08
1,08
1,06
1,06
1,05
1,04
1,04
Инфляция (CPI)
в РФ,
1,09
1,08
1,08
1,07
1,07
1,06
1,06
1,05
1,04
1,04
Индекс цен в
промышленнос
ти (PPI) в РФ
1,11
1,09
1,08
1,07
1,07
1,06
1,05
1,04
1,04
1,04
Индекс цен
грузового ж/д
транспорта
1,09
1,09
1,08
1,07
1,07
1,05
1,04
1,04
1,04
1,04
Индекс цен
трубопроводно
го транспорта
1,1
1,09
1,09
1,08
1,06
1,06
1,05
1,04
1,04
1,04
26
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Показатель
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Индекс цен на
производственн
ые услуги
1,16
1,11
1,1
1,09
1,1
1,07
1,07
1,06
1,05
1,05
Индекс цен на
непроизводстве
нные услуги
1,15
1,11
1,1
1,09
1,1
1,07
1,07
1,06
1,05
1,05
Номинальная
среднемесячна
я з/п в РФ, руб.
13 428
15 222
16 976
18 905
21 297
23 169
25 086
26 904
28 715
30 502
Индекс
заработной
платы
1,21
1,13
1,12
1,11
1,13
1,09
1,08
1,07
1,07
1,06
Индекс цен на
импортные
изделия (в
долл. США)
1,07
1,03
1,01
1,01
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
Ставка
рефинансирова
ния ЦБ РФ
0,11
0,09
0,08
0,08
0,07
0,07
0,06
0,06
0,06
0,05
Обменный курс
долл. США/
евро
1,36
1,34
1,29
1,26
1,26
1,27
1,28
1,29
1,3
1,31
Инфляция (CPI)
в США
1,02
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
1,03
Индекс цен в
промышленнос
ти (PPI) в США
1,01
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
Индекс
дефлятора ВВП
США
1,02
1,03
1,03
1,03
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
Источник: анализ Оценщика.
Глава 5. Макроэкономические допущения
27
Глава
6
Описание расчетной модели
На основе всей собранной и проанализированной информации об Объекте оценке, внешнем
окружении Общества оценщики построили логическую модель, на основе которой проведены все
дальнейшие расчеты.
1.
Определяется возможность применения сравнительного подхода.
2.
Стоимость объектов оценки определяется с использованием методов доходного
подхода.
3.
Методами затратного подхода определяется стоимость расчетных параметров,
применяемых при расчетах в рамках доходного подхода.
4.
Полученные результаты согласовываются.
28
Глава
7
Определение стоимости на основе затратного
подхода
Расчеты активов и обязательств методами затратного подхода в настоящем Отчете
использовались для определения расчетных параметров в рамках затратного подхода,
используемых при расчете стоимости доходным подходом.
Далее в Отчете будут описаны методики, применяемые при расчете параметров, а результаты
расчетов приводятся в Приложении к Отчету.
Определение расчетных параметров в рамках затратного подхода
В данном разделе будет описана методика и общие принципы расчета параметров,
необходимых для расчета доходного подхода:
„
определение стоимости замещения для
капитальных вложений в финансовой модели;
осуществления
прогнозирования
„
нормализация составляющих собственного оборотного капитала;
„
выявление долгосрочных активов и обязательств;
„
выявление и определение рыночной стоимости непрофильных активов;
„
расчет чистого долга.
Определение стоимости замещения основных средств и незавершенного
строительства
Для разработки алгоритма определения полной стоимости замещения гидроэлектростанций
привлекались специалисты филиала ОАО «Инженерный центр ЕЭС» «Институт
Ленгидропроект». Стоимостная оценка гидроэлектростанций применительно к настоящему
времени выполнена на базе ранее разработанных проектных материалов, справочных данных о
стоимости ГЭС построенных еще в 60-80 годах прошлого столетия.
Сметная стоимость капиталовложений в строительство этих гидроузлов определялась в
базисных ценах соответствующих периодов разработки проектных материалов, в условиях
плановой экономики, стабильных цен на материальные ресурсы и оборудование,
централизованного бюджетного финансирования строительства объектов гидроэнергетики,
учета в сводках затрат строительства объектов социальной сферы не только для нужд
строителей, но и в интересах региона размещения объектов ГЭС.
29
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
В современных условиях развития рыночной экономики и определения капитальных затрат на
строительство в текущих ценах изменилась методика ценообразования согласно которой
необходимо внести изменения в базисные стоимости 1955, 1984, 1991 года.
В рамках данной работы экспертно снижены затраты по дополнительным выплатам заработной
платы строителей, другим аналогичным затратам, которые учитывались ранее в главе 9
сводного сметного расчета стоимости ГЭС, а в настоящее время учтены индексами перехода от
базисных цен в текущие. Исключены затраты, относящиеся к развитию инфраструктуры
областей и краев, учтенные в разделе «А», снижены на 10% затраты главы 8 «Временные
здания и сооружения», исходя из современных условий строительства. Экспертными расчетами
снижение капвложений по разделу «А» составило 4÷7,5%. В целом оценка затрат выполнена
для раздела «А» «Объекты производственного назначения» каждого гидроузла.
Расчеты выполнены базисно-индексным методом. При этом индексы пересчета составляющих
капитальные вложения приняты согласно:
„
Индексы от цен 1955г. к 1969 году: Приказ Минэнерго СССР от 26.08.1970г. №97/а
„
Индексы от цен 1969г. к 1984 году: Приложение к Указанию Минэнерго СССР от
03.06.1983г. №БЕ-7477
„
Индексы от цен 1984г. к 1991 году: Госстрой СССР от 06.09.1990г. №14-Д; от
12.09.1991г. №15-Д
Ниже приведены значения применяемых индексов.
Таблица 5. Значения индексов пересчета базисных цен различных лет
Индексы изменения стоимости
Год введения
Наименование затрат
От цен 1955г. к ценам
1969г.
От цен 1969г. к ценам
1984г.
От цен 1984г. к ценам
1991г.
СМР
1,09
1,2
1,62
Оборудование
1,12
1,13
1,5
Прочие затраты
1,02
1,0
1,09
Источник: данные ОАО "Инженерный центр ЕЭС", филиал «Институт Ленгидропроект».
Поскольку рассматриваемые объекты располагаются в разных регионах страны, то к индексам
на СМР приняты соответствующие территориальные коэффициенты, приведенные в
приложениях к перечисленным выше документам.
Индексы перехода от базисных цен 1991 года в текущие I кв. 2007 года приняты на основе
следующих документов.
„
Ксмр – Приложение к письму ФАС и ЖКХ от 23 января 2007г. №СК-185/02
„
Кобор; Кпроч – ФАС и ЖКХ «Вестник ценообразования и сметного нормирования»
выпуск 11; 8 Москва 2006г. по отрасли «Электроэнергетика».
Таблица 6. Значения индексов для пересчета в текущие цены
Индексы без НДС
Затраты
Регион размещения ГЭС
СМР
Оборудование
Прочие
Республика Дагестан
41,11
43,79
37,73
Республика Северная Осетия
41,03
43,79
37,73
Пермская область
31,13
43,79
37,73
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
30
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Новосибирская область
37,13
43,79
37,73
Красноярский край
45,22
43,79
37,73
Амурская область
43,2
43,79
37,73
Источник: данные ОАО "Инженерный центр ЕЭС", филиал «Институт Ленгидропроект».
Определенная таким образом стоимость строительства рассмотренных гидроузлов
применительно к современным условиям носит ориентировочный, экспертный характер.
Для сравнения стоимости строительства станций в различных регионах все стоимости
пересчитывались на регион Пермской области (Воткинская ГЭС).
Полученные результаты приведены в таблице ниже.
Таблица 7. Результаты определения стоимости строительства ГЭС в ценах на дату оценки
Незвание ГЭС
Установленная
мощность, тыс.кВт
Среднегодовая
выработка, млн. кВТч
Стоимость с
корректировкой на
регион Воткинской ГЭС,
млн. руб.
Толмачёвская ГЭС-1
2,0
8,1
647
Гунибская ГЭС
15,0
57,6
930
Толмачёвская ГЭС-3
18,4
65,4
1 115
Гергебильская ГЭС
17,8
61,5
1 115
Толмачёвская ГЭС-2
24,8
87,6
1 191
Чир-Юртская ГЭС-1
72,0
386,0
1 710
Гоцатлинская ГЭС
106,0
283,0
4 629
Новосибирская ГЭС
455,0
1 687,0
7 560
Зарамагская ГЭС
374,0
164,0
6 410
Миатлинская ГЭС
220,0
690,0
6 599
Воткинская ГЭС
1 020,0
2 320,0
12 499
Чиркейская ГЭС
1 000,0
2 470,0
14 622
Ирганайская ГЭС
800,0
1 280,0
21 249
Зейская ГЭС
1 290,0
4 910,0
29 831
Красноярская ГЭС
6 000,0
17 600,0
36 884
Иркутская ГЭС
662,4
4 200,0
16 865
Братская ГЭС
4 500,0
22 600,0
49 990
Усть-Илимская ГЭС
3 840,0
21 800,0
52 580
Саяно-Шушинская ГЭС (с Майнской
ГЭС)
6 721,0
23 500,0
46 276
Источник: данные ОАО "Инженерный центр ЕЭС", филиал «Институт Ленгидропроект».
На основе полученных результатов определялась зависимость стоимости строительства ГЭС в
ценах на дату оценки от установленной мощности. Полученная зависимость приведена на
графике ниже.
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
31
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
60 000
50 000
ПСЗ, млн. руб.
40 000
30 000
y = 207,23x 0,6294
R2 = 0,9514
20 000
10 000
0
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
Уст ановленная мощност ь, МВт
Ряд1
Степенной (Ряд1)
Рис. 1. Зависимость стоимости строительства ГЭС на дату оценки от
установленной мощности
Таким образом, стоимость строительства гидроэлектростанции при условии ее расположения в
Пермской области может быть определена из следующего выражения:
C = 207,23 ⋅ P 0,6294 млн. руб.,
где P - установленная мощность станции в мегаваттах.
Полученная зависимость характеризуется статистической достоверностью высокого уровня
(R2=0,9514). Значение показателя степени полученной зависимости лежит в области их
наиболее вероятных значений (0,6 .. 0,8).
Оценщики понимают, что, несмотря на полученное высокое значение статистической
достоверности, стоимость строительства гидроэлектростанции во многом определяется
индивидуально, в зависимости от местных условий. Именно поэтому, при определении
зависимости стоимости от установленной мощности оценщики не использовали имеющиеся у
них данные о стоимости строительства Вилюйских ГЭС, географическое расположение которых
приводит к аномальному увеличению стоимости их строительства. Стоимость строительства
Вилюйских ГЭС-1,2 практически равняется стоимости строительства Усть-Илимской ГЭС при в
шесть раз меньшем значении установленной мощности.
Из приведенного выше графика видно, что стоимость строительства гидравлических
электрических станций, установленная мощность которых превышает 1 000 МВт, может
заметно отличаться от полученной зависимости, как в большую, так и в меньшую сторону,
несмотря на высокое значение статистической достоверности. К сожалению, данные ОАО
"Инженерный центр ЕЭС" институт Ленгидропроект не имели полного набора стоимостей
строительства станций, представленных к оценке. Поэтому, для целей настоящей работы, для
определения стоимости строительства существующих ГЭС оценщики применяли полученную
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
32
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
зависимость в тех случаях, когда в их распоряжении не имелось значения стоимости
строительства, определенного для конкретной станции.
Таким образом, для определения стоимости строительства ГЭС оценщики действовали по
следующему алгоритму.
Местоположение ГЭС
Величина установленной
мощности
Сравнение исходных
данных со списком ОАО
"Инженерный центр ЕЭС"
институт Ленгидропроект
Есть в списке ОАО
"Инженерный центр ЕЭС"
институт Ленгидропроект
Нет в списке ОАО
"Инженерный центр ЕЭС"
институт Ленгидропроект
Выбор из списка
C = 207,23 ⋅ P 0, 6294
Корректировка на
региональный
коэффициент
Стоимость строительства
станции
Рис. 2. Алгоритм определения стоимости строительства построенной
гидроэлектростанции
То есть, если стоимость строительства данной станции была определена специалистами
филиала ОАО "Инженерный центр ЕЭС" «Институт Ленгидропроект», то именно эта стоимость
выбиралась в качестве стоимости строительства на дату оценки. Для станций, стоимость
которых непосредственно не определялась специалистами ОАО "Инженерный центр ЕЭС"
институт Ленгидропроект, стоимость их строительства вычислялась с помощью полученного
выражения с учетом корректировки на региональный коэффициент. По приведенному выше
алгоритму определялись стоимости строительства следующих ГЭС:
„
Саяно-Шушенская ГЭС (включая Майнскую) – по данным ОАО «Инженерный центр
ЕЭС» институт Ленгидропроект
„
Зейская ГЭС – по данным ОАО "Инженерный центр ЕЭС" институт Ленгидропроект
„
Ирганайская ГЭС
Ленгидропроект
„
Ставропольские ГЭС
–
по
данным
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
ОАО
"Инженерный
центр
ЕЭС"
институт
33
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
Чиркейская ГЭС
„
Каскад Сулакских ГЭС
„
Зеленчукская ГЭС
„
Зарамагские ГЭС
„
КаббалкГЭС
„
Станции СОГГК
Для станций, находящихся в стадии строительства, для определения полных стоимостей
замещения использовались сметные стоимости строительства и данные о выполнении
капвложений по разделу А на дату оценки. У оценщиков имелись такие данные, составленные
в ценах 1991 г. Пересчет цен на дату оценки проводился с помощью коэффициентов,
предоставленных сотрудниками Ленгидропроекта раздельно для СМР, оборудования и прочих
затрат. Таким образом определялась стоимость выполненных работ на дату оценки для
Бурейская ГЭС и Богучанская ГЭС.
Стоимость Загорской ГАЭС определялась по современной информации о стоимости
строительства ее второй очереди в текущих ценах. Из средств массовой информации известно,
что строительство Загорской ГАЭС-2 мощностью 840 МВт обойдется в 22 млрд. руб., включая
НДС. Стоимость строительства Загорской ГАЭС определялась с использование полученных
отсюда удельных показателей.
Стоимость остальных станций, расположенных в равнинной местности существенно зависят от
стоимостей плотин. В зависимости от местных условий для создания ГЭС одинаковой мощности
может потребоваться сооружение плотин различной длины: от сотен метров до десятков
километров. Поэтому, стоимость строительства таких станций существенно зависят от
стоимости строительства плотин. В распоряжении оценщиков имелись данные по строительным
объемам плотин всех таких станций. Кроме того, имелись данные о единичных расценках на
работы по их сооружению. Расценки для Волгоградской области приведены ниже.
Таблица 8. Единичные расценки для Волгоградской области
Объем основных работ
Eд. измерения
Стоимость работ за
единицу
Выемка мягкого грунта
куб. м
11,19
Выемка скального грунта
куб. м
22,29
Насыпь мягкого грунта
куб. м
9,63
Каменные наброски, дренажи, фильтры
куб. м
366,74
Бетон и железобетон
куб. м
5 057,05
Металлоконструкции и механизмы
тонн
23 817,71
Источник: данные Волэжской ГЭС
Имеющиеся данные позволили определить стоимость строительства плотин.
Стоимость оборудования определялась следующим образом. По данным имеющихся договоров
лизинга на поставку гидротурбин был определен вид зависимости стоимости изготовления,
доставки и установки поворотно-лапастных турбин в зависимости от их мощности. Вид этой
зависимости приведен ниже.
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
34
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
600
y = 2,2904x1,1599
R2 = 1
Стоимость, млн. руб.
500
400
300
200
100
0
0
20
40
60
80
100
120
140
Мощность, МВт
Рис. 3. Зависимость стоимости поворотно-лопастных турбин от мощности
Стоимость всего оборудования определялась по данным ОАО "Инженерный центр ЕЭС"
институт Ленгидропроект о том, что стоимость турбин составляет около 70% стоимости
оборудования ГЭС с поворотно-лопастными турбинами. Так же по данным ОАО "Инженерный
центр ЕЭС" институт Ленгидропроект определялась доля стоимости плотины в общей
стоимости ГЭС. Имеющиеся данные свидетельствуют о том, что стоимость плотины составляет
47% - 65% общей стоимости станции. Выбор конкретной величины осуществлялся исходя из
строительных объемов плотины и разумности получаемого результата: стоимость
оборудования должна быть всегда ниже стоимости строительно-монтажных работ.
Применение данного алгоритма позволило определить стоимости строительства следующих
ГЭС:
„
Волжская ГЭС
„
Воткинская ГЭС
„
Жигулевская ГЭС
„
Камская ГЭС
„
Рыбинская ГЭС
„
Угличская ГЭС
„
Нижегородская ГЭС
„
Саратовская ГЭС
„
Чебоксарская ГЭС
„
Загорская ГЭС
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
35
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
Новосибирская ГЭС
Для определения полной стоимости замещения ГЭС необходимо стоимость строительства
скорректировать на прибыль предпринимателя.
Ни одно из известных нам учебных или методических пособий по оценке не описывает
предполагаемую логику, лежащую в основе техники расчёта, из которой было бы ясно, как
рассчитывать прибыль предпринимателя (далее по тексту – ПП) для специализированных
активов. Ряд авторов под «предпринимателем» понимает девелопера, который на свой страх и
риск обеспечивает финансирование и создаёт актив с целью получения прибыли (ПП) от
продажи актива на свободном конкурентном рынке. Такая логика при оценке узко
специализированных активов не представляется нам приемлемой по следующим причинам.
Если неспециализированные активы (например, жилые дома) регулярно создаются за деньги
девелопера и продаются, то прибыль предпринимателя (в приведённом выше понимании)
действительно может быть вычислена (при доступности данных о фактических затратах) как
разность продажной цены и суммы всех понесённых затрат (возможно, что стоимость
привлечения финансирования следует включить в состав затрат). Применительно к
многоквартирным жилым домам такая трактовка вполне правомерна, по крайней мере, для
оценки стоимости тех квартир, которые продаются после ввода здания в эксплуатацию. В таком
случае покупатель действительно оплачивает все составляющие стоимости квартиры, так как
все риски по её созданию лежали на инвесторе (девелопере).
То, что при оценке столь специализированных и дорогостоящих активов, какими являются
гидроэлектростанции (да и все профильные активы в энергетике), описанная логическая
конструкция неуместна, представляется очевидным. По крайней мере, нам не известно ни
одного случая, когда девелопер создавал бы активы подобного масштаба с целью получения
прибыли от их продажи после завершения строительства. Тем не менее, также очевидно, что
простое суммирование затрат на строительство не может рассматриваться в качестве
результата «затратной оценки». Представляется необходимым учесть по крайней мере
стоимость денежных средств, необходимых для финансирования строительства, закупки,
доставки и монтажа оборудования и всех иных затрат, необходимых для завершения проекта
(ввод объекта в эксплуатацию).
Таким образом, результатом применения затратного подхода должна быть стоимость всей
совокупности затрат, необходимых для гипотетического создания объектов. Очевидно, что
стоимость финансирования должна учитываться в форме аккумулирования всех затрат от даты
их совершения (фактической или гипотетической) к дате оценки. Ставка аккумулирования
является функцией банковского процента и некоторой совокупности рисков. Таким образом,
для выбора ставки необходимо выбрать модель создания актива, которая и позволит описать
специфические риски проекта и обосновать выбор ставки аккумулирования.
На протяжении последних трёх лет авторы Отчёта многократно участвовали в дискуссиях по
поводу методов выбора ставки аккумулирования и специфических косвенных издержек для
применения затратного подхода к оценке специализированных имущественных комплексов. В
результате таких дискуссий окончательно сформировалась применительно к оценке так
называемая модель «вменённых издержек» (которая, по мнению оценщиков наиболее точно
отражает идеологию затратного подхода). Данная модель иногда применялась специалистами
по планированию даже во времена социализма.
Суть модели в том, что процесс создания актива представлен в виде следующего набора
действий и фигурантов.
Инвестор — субъект, заинтересованный в создании (к дате оценки) актива, который станет его
собственностью. При этом инвестор не участвует в процессе создания актива. Он лишь
определяет все существенные свойства актива, устанавливает способ расчёта суммы, которую
он должен будет заплатить за созданный актив и предоставляет гарантии оплаты.
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
36
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Предприниматель — субъект, который на основании поручения Инвестора обеспечивает все
необходимые действия по созданию актива в минимально разумно-возможные сроки и при
необходимом и достаточном уровне затрат. Все затраты Предпринимателя будут
гарантированно оплачены Инвестором в момент завершения процесса создания актива. При
этом сумма, подлежащая уплате, вычисляется по заранее согласованному сторонами
алгоритму.
Такое распределение ролей, по сути, отражает следующую логику инвестора. «Во что мне
обошлось бы получить объект оценки, если бы он создавался для меня к дате оценки и именно
в этот момент оплачивался мною?». Отметим, что такая логика игнорирует фактическую
историю создания объекта оценки. Она предписывает учитывать оптимальный срок создания
актива в современных условиях по современным технологиям, даже если объект оценки
фактически был создан за существенно большее время.
Предлагаемая нами модель позволяет сопоставить ей простой алгоритм расчёта. Строится
гипотетический рациональный график создания актива и финансирования затрат. Очевидно,
что в качестве источника финансирования следует рассматривать такой, который может
обеспечить необходимый объём средств при их минимальной стоимости. По нашему мнению,
стоимость такого финансирования должна быть сопоставима с доходностью, которую
демонстрируют инвестиции в долгосрочные государственные ценные бумаги. Подобной
альтернативной доходностью в нашем случае может являться средневзвешенная процентная
ставка по ГКО-ОФЗ сроком более 1 года. Данная величина на дату проведения оценки
составляет 6,73%3. Эта величина и рассматривалась в качестве ставки доходности при расчете
значения прибыли предпринимателя.
Ниже приведены результаты расчета суммарной величины прибыли предпринимателя при
условии равномерного распределения затрат по годам строительства.
Таблица 9. Значения прибыли предпринимателя для различных сроков строительства
Срок строительства, годы
Прибыль предпринимателя
1
0%
2
3%
3
7%
4
11%
5
14%
6
18%
7
23%
Источник: расчеты оценщиков.
Физический износ объектов оценки определялся раздельно для СМР, оборудования и прочих
затрат. Для определения физического износа оборудования использовались комплексные
показатели физического состояния объектов, полученные в ОАО «ГидроОГК» для каждого,
значимого с точки зрения суммарной стоимости объекта. По данным оценщиков Департамент
планирования ремонтов и ТП и Р провел инжиниринговые исследования всех основных
элементов оборудования ГЭС. По результатам осмотров и инструментального тестирования
определялись комплексные показатели физического состояния объектов. Полученные
показатели выражались числом по 100-бальной системе, поэтому их величину можно
рассматривать как число, пропорциональное оставшейся стоимости объекта. Таким образом,
износ оборудования определялся из следующего выражения.
И об = ПСЗоб ⋅ (1 − Показатель состояния%) ,
где
3
Бюллетень банковской статистики №11 (162) ЦБ РФ.
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
37
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
И об и ПСЗоб - соответственно физический износ и полная стоимость замещения
оборудования соответственно.
Износ недвижимого имущества и сооружений определялся на основе метода экономической
жизни по следующей формуле.
И=
Дата оценки − Дата ввода
,
ЭЖ
где
И
- износ имущества, отличного от движимого;
ЭЖ - экономическая жизнь объекта.
В данном случае определяющую долю стоимости составляет плотина, поэтому, экономическая
жизнь определена по величине экономической жизни плотины, равной по данным
проектировщиков 100 годам.
Нормализация составляющих собственного оборотного капитала
В связи с тем, что на структуру бухгалтерского баланса по состоянию на дату оценки может
оказывать влияние осуществление как текущих, так и долгосрочных операций, то при
прогнозировании величины собственного оборотного капитала (СОК) в рамках доходного
подхода оценщикам необходимо провести следующие корректировки статей баланса,
участвующих в СОК:
„
балансовая стоимость запасов уменьшается на величину неликвидных;
„
дебиторская задолженность корректируется на величину просроченной,
долгосрочной, невозможной к взысканию и реструктурированной задолженности;
„
кредиторская
задолженность
уменьшается
на
величину
просроченной,
долгосрочной, невозможной к погашению и реструктурированной задолженности.
Анализ статей баланса, участвующих при расчете собственного оборотного капитала показал,
что активы / обязательства, отраженные на балансе имеют текущий характер и в
корректировке для прогнозирования СОК не нуждаются, корректировались только запасы и
дебиторская задолженность.
Дебиторская задолженность
Для корректировки дебиторской задолженности необходимо проанализировать структуру
задолженности на дату оценки, включая:
„
сроки возникновения;
„
сроки погашения в соответствии с заключенными договорами;
„
вероятность оплаты.
По результатам анализа предоставленных бухгалтерией Общества расшифровок, дебиторскую
задолженность необходимо разделить на следующие группы:
„
текущая задолженность (до 1 года);
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
38
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
долгосрочная задолженность (более 1 года);
„
реструктурированная задолженность (имеется согласованный график погашения
задолженности);
„
невозможная к взысканию (вероятность погашения задолженности крайне мала
или отсутствует).
Затем дебиторская задолженность корректируется на величину просроченной, долгосрочной,
невозможной к взысканию и реструктурированной задолженности.
Кредиторская задолженность
Для корректировки кредиторской задолженности необходимо проанализировать структуру
задолженности на дату оценки, включая:
„
сроки возникновения;
„
сроки погашения в соответствии с заключенными договорами;
„
вероятность погашения задолженности.
По результатам анализа предоставленных бухгалтерией Общества расшифровок, кредиторскую
задолженность необходимо разделить на следующие группы:
„
текущая задолженность (до 1 года);
„
долгосрочная задолженность (более 1 года);
„
реструктурированная задолженность (имеется согласованный график погашения
задолженности);
„
невозможная к погашению (вероятность погашения задолженности крайне мала
или отсутствует).
Затем кредиторская задолженность корректируется на величину просроченной, долгосрочной,
невозможной к погашению и реструктурированной задолженности.
Выявление долгосрочных активов и обязательств
При проведении нормализации составляющих собственного оборотного капитала активы и
обязательства будут скорректированы на долгосрочные. Выявленные долгосрочные активы и
обязательства с учетом сроков погашения, а для реструктурированных графиков погашения,
учитываются в доходной модели в составе прогнозного денежного потока.
Выявление и определение рыночной стоимости непрофильных активов
При расчете стоимости инвестированного капитала в рамках доходного похода необходимо
учесть стоимость активов / обязательств, которые не были учтены при прогнозировании
денежного потока — непрофильные активы.
В качестве непрофильных активов обществ в рамках доходного подхода будут учтены
долгосрочные финансовые вложения, представленные вкладами в уставный капитал дочерних
зависимых обществ.
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
39
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Оценка дочерних зависимых обществ
Оценка рыночной стоимости ДЗО производилась по следующему алгоритму:
1.
Рыночная стоимость внучатых Обществ, ведущих профильную деятельность,
рассчитывалась
«Доходным
подходом»
с
использованием
«Метода
дисконтированных денежных потоков».
2.
В связи с тем, что балансовая стоимость ДЗО составляет менее 1% от валюты
баланса, рыночная стоимость тех обществ, которые ведут непрофильный вид
деятельности, либо не ведут деятельности вообще, рассчитывалась «Затратным
подходом» с использованием «Метода накопления активов».
Расчет чистого долга
Сумма чистого долга компании рассчитывается как сумма полученных компанией кредитов и
займов за вычетом суммы денежных средств, краткосрочных финансовых вложений и кредитов
и займов, выданных ГЭС другим предприятиям.
Глава 7. Определение стоимости на основе затратного подхода
40
Глава
8
Определение рыночной стоимости собственного
капитала оцениваемого Общества на основе
доходного подхода
Согласно теории доходного подхода, стоимость бизнеса напрямую определяется текущими или
ожидаемыми доходами от его деятельности.
Далее в данной главе Отчета приведены общие положения и методика расчета в рамках
доходного подхода, применяемые при расчете рыночной стоимости обществ, пакеты акций
которых представлены к оценке, результаты расчетов по каждому обществу приведены в
соответствующих Приложениях к Отчету.
Общие положения
Стоимость бизнеса, полученная путем применения настоящего подхода, есть текущая
стоимость будущего потока доходов предприятия. Таким образом, задача сводится к оценке
прогнозируемых доходов и расходов предприятия и имеющихся у него обязательств (кредитов,
займов и пр.). В рамках доходного подхода возможно использование двух (наиболее
традиционных) методов расчета.
предполагает деление репрезентативной величины денежного
потока на коэффициент капитализации для пересчета доходов предприятия в текущую
стоимость. Данный метод применим для оценки предприятия, характеризующегося стабильны
ми доходами.
Метод капитализации доходов
Метод дисконтирования денежных потоков (метод дисконтирования) основан на прогнозировании
денежных потоков от функционирования предприятия в будущем для каждого из нескольких
временных промежутков, которые затем пересчитываются в текущую стоимость. Данный метод
явно предпочтительнее для оценки предприятия, денежные потоки которого в будущем будут
иметь нерегулярный (неподдающийся описанию простой алгебраической формулой) характер.
Выбор метода расчетов
Оценка на основе анализа дисконтированных денежных потоков
Оценка рыночной стоимости Общества в рамках доходного подхода осуществлялась на основе
метода дисконтированных денежных потоков. Выбор данного метода обусловлен тем
фактором, что динамика доходов Общества в ближайшие годы не может быть описана
определенной закономерностью. Это обусловлено, прежде всего, необходимостью включения в
расчет денежного потока всех планируемых капитальных вложений в обновление основных
фондов.
41
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Метод дисконтирования определяется как процедура, в соответствии с которой ставка
дисконтирования применяется к набору прогнозируемых доходных потоков. Метод
основывается на принципе ожидания, который гласит, что все стоимости сегодня являются
отражением будущих преимуществ. Стоимость предприятия, является суммой текущих
стоимостей ожидаемых будущих доходов собственника. Определение стоимости предприятия
данным методом основано на предположении о том, что потенциальный инвестор не заплатит
за него больше, чем текущая стоимость будущих доходов, генерируемых данным
предприятием. Соответственно, будет справедливо и утверждение о том, что собственник, в
свою очередь, не продаст бизнес по цене ниже текущей стоимости прогнозируемых будущих
доходов. Таким образом, логично предположить, что в результате данного, экономически
целесообразного взаимодействия, стороны придут к соглашению о сумме сделки, равной
текущей стоимости будущих доходов.
Таким образом, основные задачи при использовании метода дисконтирования состоят, вопервых, в правильном прогнозировании будущих доходов, генерируемых оцениваемым
предприятием; во-вторых, в учете в ставке дисконтирования всех факторов риска, присущих
его деятельности.
Методы дисконтирования предполагают составление прогноза динамики развития
оцениваемого предприятия, до момента, когда будет достигнут стабильный (либо нулевой)
темп роста приносимых им доходов.
При определении рыночной стоимости Предприятия методом дисконтирования денежных
потоков соблюдается следующая последовательность действий:
„
Определение длительности прогнозного периода, а также выбор вида денежного
потока, который будет использоваться в качестве базы для оценки.
„
Анализ и прогнозирование валовых доходов, расходов и инвестиций.
„
Расчет денежного потока для прогнозного периода.
„
Выбор ставки дисконтирования.
„
Расчет текущей стоимости будущих денежных потоков в прогнозном периоде.
„
Расчет текущей стоимости бизнеса в постпрогнозном периоде.
„
Внесение заключительных поправок.
Выбор типа денежного потока
Применяя метод дисконтирования денежных потоков, в расчетах можно использовать либо
«денежный поток для собственного капитала» (Equity Cash Flow), либо «бездолговой денежный
поток» (Debt Free Cash Flow, DFCF) – денежный поток для всего инвестированного капитала.
Различия между ними заключается в том, что при расчете денежного потока для собственного
капитала вычитаются проценты за кредиты и вносятся корректировки на прирост/сокращение
задолженности компании по кредитам, а также в использовании различных ставок
дисконтирования.
Таблица 10. Типы денежного потока и применяемые ставки дисконтирования
База денежного потока
Тип ставки дисконтирования
Бездолговой денежный поток
Средневзвешенная стоимость капитала (WACC)
Денежный поток для собственного капитала
Стоимость собственного капитала (CAPM)
Источник: Фишмен Джей, Пратт Шэннон, Гриффит Клиффорд, Уилсон Кейт «Руководство по оценке стоимости бизнеса», М.:
ЗАО «КВИНТО-КОНСАЛТИНГ», 2000 г., Десмон Гленн М., Келли Ричард Э. «Руководство по оценке бизнеса», М., РОО, 1996 г.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
42
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Согласно теории оценки, вне зависимости от того выбран денежный поток для собственного
капитала или бездолговой денежный поток, при точном прогнозировании итоговые величины
стоимости компании будут равны.
В рамках модели денежного потока для инвестированного капитала (сумма собственного
капитала и заемных средств) к расчету принимается совокупный денежный поток, независимо
от его распределения на денежные потоки собственных и заемных средств. На основе этой
модели денежного потока определяется рыночная стоимость инвестированного капитала. Для
нахождения стоимости собственного капитала из данной величины вычитают величину
заемных средств.
Денежный поток для собственного капитала указывает на то, сколько и на каких условиях для
финансирования инвестиционного процесса будет привлекаться заемных, помимо собственных,
средств. Применительно к каждому будущему периоду, в нем учитываются ожидаемый прирост
долгосрочной задолженности предприятия (приток вновь взятых взаймы кредитных средств),
уменьшение обязательств предприятия (отток средств вследствие планируемого на будущий
период погашения части основного долга по ранее взятым кредитам), выплата процентов по
кредитам в порядке их текущего обслуживания.
В зависимости от того, учитывается в денежном потоке инфляционная составляющая или нет,
различают номинальный и реальный денежный потоки (первый, в отличие от второго,
учитывает влияние инфляции).
В настоящей работе, в соответствии с Методологией, расчет был выполнен на основании
прогноза бездолгового (на инвестированный капитал) номинального денежного потока,
который рассчитывался по следующей формуле:
Денежный Поток на Инвестированный Капитал = Скорректированная чистая прибыль
[NOPLAT = EBIT × (1 - T)]4 + Амортизационные отчисления ± Сокращение/прирост собственного
оборотного капитала (СОК) – Капитальные вложения – Обязательные выплаты из прибыли +
Сокращение / прирост денежных средств от реструктурированной дебиторской и кредиторской
задолженности
Для определения текущей стоимости ожидаемых денежных потоков с учетом того, что
прогнозируемый денежный поток номинирован в рублях, а ставка дисконтирования в долларах
США, прогнозируемый денежный поток был переведен оценщиками в доллары США на основе
прогноза обменного курса.
Определение длительности прогнозного периода
В оценке предприятия методом дисконтирования денежных потоков весь срок прогнозируемой
деятельности предприятия разделяется на две части: прогнозный период и постпрогнозный
период.
В прогнозном периоде, как правило, наблюдаются колебания доходов и расходов, связанные с
ростом и падением физических объемов продаж, изменением в структуре себестоимости,
динамике цен и т.п. В этот период функционирование предприятия еще не стабилизировалось,
и могут отсутствовать четко выраженные тенденции в развитии. Это наиболее сложный
участок прогнозирования, поскольку приходится детально анализировать факторы, влияющие
на величину денежного потока, и прогнозировать их изменение по отдельности.
При выборе адекватной длительности прогнозного периода следует учитывать, что, с одной
стороны, чем длиннее прогнозный период, тем более обоснована итоговая величина текущей
4
EBIT (Earnings Before Interest & Taxes) – прибыль до уплаты процентов и налога на прибыль. NOPLAT (Net Operating Profit
Less Adjusted Taxes) – чистая операционная прибыль после уплаты налога на прибыль.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
43
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
стоимости предприятия, однако, с другой стороны, чем длиннее прогнозный период, тем
сложнее прогнозировать конкретные величины выручки, расходов, темпов инфляции, потоков
денежных средств.
Длительность периода прогнозирования должна соответствовать периоду достижения
стабильного уровня роста денежного потока.
В практике оценки рекомендуется длительность прогнозного периода определять в
зависимости от момента достижения компанией стабилизации результатов деятельности. Под
стабилизацией деятельности подразумевается установление определенных и устойчивых
темпов роста выручки и стабильных коэффициентов прибыльности.
При выборе длительности периода прогнозирования необходимо учесть следующее:
„
Анализ рынков электроэнергии таких стран как: Венгрия, Польша, Чехия,
Словакия, Босния и Герцеговина показал, что они подвержены высокой
изменчивости, вызванной меньшей степенью развитости стран, а также
проведением реформирования отраслей народного хозяйства, включая саму
электроэнергетику. При этом следует учитывать последствия результатов
реформирования экономики и их влияния на отрасль электроэнергетики в
долгосрочном плане. Это вызывает необходимость составления долгосрочных
прогнозов на более длительные сроки, как правило, 10-20 лет.
„
Необходимость включения всех планируемых капитальных вложений в основные
фонды при составлении прогнозируемого денежного потока. В отдельных случаях
сроки замены основного оборудования могут составлять от 10 до 16 лет. Это
приводит к необходимости выбора такого периода прогнозирования, который бы
включал в себя все плановые капитальные вложения.
„
Реформирование электроэнергетической отрасли оказывает существенное влияние
на тарифообразование / ценообразование в электроэнергетической отрасли.
На основе вышесказанного в целях настоящей оценки мы ограничили продолжительность
прогнозного периода сроком, равным 13,75 годам (до 2020 года включительно), когда
денежный поток Общества стабилизировался. Следует отметить, что первым прогнозным
периодом является 9 мес. 2007 года. Данное обстоятельство обусловлено датой оценки (1
апреля 2007 года), принятой в настоящем Отчете.
Формирование доходов
Формирование доходов от основной деятельности
Потребность в электроэнергии
Для целей расчета потребности в электрической энергии нами были спрогнозированы
следующие показатели:
„
конечное потребление электроэнергии в разрезе регионов РФ;
„
потери в магистральных и распределительных сетях.
Потребление электроэнергии
Прогнозирование потребления электроэнергии осуществлялось по двум сценариям:
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
44
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
сценарий «Путин» («Сценарий ускоренного роста»), основанный на следующем
тексте ежегодного послания Президента РФ к Федеральному собранию в 2007 г.:
«…Предстоит крупнейшая за последние десятилетия структурная реформа. По
сути, речь идет о второй масштабной электрификации страны. К 2020 году
необходимо увеличить на две трети производство электроэнергии в России. Для
этого государством и частными компаниями будет проинвестировано порядка
12 триллионов рублей…»
„
сценарий «Делойт» («Сценарий органического роста»), основанный на анализе
ретроспективных данных по электропотреблению в РФ в 2000-2006 гг.
Прогноз потребления электроэнергии по сценарию «Делойт» строился в разрезе регионов РФ
для следующих групп потребителей:
„
промышленность;
„
сельское хозяйство;
„
транспорт;
„
ЖКХ;
„
население;
„
прочие потребители.
Потребление промышленностью
В качестве факторов, влияющих на прогноз потребления электроэнергии промышленностью,
нами использовались:
„
исторические данные об объемах промышленной продукции в 2000−2005 гг.;
„
региональные индексы промышленного производства в 2000−2005 гг.;
„
объемы потребления э/э промышленностью в 2000−2005 гг.
Для построения прогноза промышленного потребления электроэнергии мы выполнили
следующие процедуры:
„
спрогнозировали рост индекса промышленного производства на базе исторически
сложившихся темпов роста;
„
построили прогноз объемов промышленного производства;
„
рассчитали историческую энергоемкость промышленности на базе данных об
объемах
промышленного
производства
и промышленного
потребления
электроэнергии;
„
спрогнозировали энергоемкость промышленности на 2007−2020 гг. на базе
исторически сложившихся темпов изменения энергоемкости;
„
рассчитали прогнозное потребление электроэнергии промышленностью.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
45
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Потребление сельским хозяйством
Прогноз потребления электроэнергии сельским хозяйством строился на базе исторически
сложившихся темпов снижения потребления э/э сельским хозяйством в региональном разрезе.
Потребление транспортом
В качестве факторов, влияющих на прогноз потребления электроэнергии транспортом, нами
использовались:
„
исторические данные об объемах транспортных перевозок в 2000−2005 гг.;
„
региональные ВРП в 1999−2005 гг.;
„
объемы потребления э/э транспортом в 2000−2005 гг.
Для построения прогноза потребления электроэнергии транспортом мы выполнили следующее
процедуры:
„
спрогнозировали региональные темпы
сложившихся темпов роста ВРП и ВВП;
роста
ВРП
на
базе
исторически
„
рассчитали прогнозные объемы транспортных перевозок в разрезе регионов РФ на
базе ретроспективных объемов перевозок, а также прогнозных темпов роста ВРП;
„
рассчитали историческую электроемкость транспорта путем деления величины
потребления э/э на объем транспортных перевозок;
„
спрогнозировали электроемкость на период 2007−2020 гг. на уровне средней
энергоемкости в 2000−2005 гг.;
„
рассчитали прогнозное потребление электроэнергии транспортом.
Потребление ЖКХ
Прогноз потребления электроэнергии предприятиями ЖКХ был построен на базе исторического
темпа роста региональных объемов потребления э/э ЖКХ и аналогичного общероссийского
показателя.
Потребление населением
Для построения прогноза потребления электроэнергии населением нами использовались
следующие показатели:
„
региональные исторические данные о численности населения в 2000−2005 гг.;
„
объемы потребления э/э населением в 2000−2006 гг.
Для построения прогноза потребления электроэнергии населением мы выполнили следующие
процедуры:
„
построили прогноз численности населения для каждого региона на базе
исторических темпов роста данного показателя;
„
рассчитали душевое потребление электроэнергии в 2000−2006 гг.;
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
46
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
спрогнозировали душевое потребление электроэнергии на период 2007−2016 гг.
на базе исторической динамики данного показателя;
„
рассчитали прогнозное потребление электроэнергии населением.
Потребление прочими отраслями
Для целей настоящей оценки к «прочим потребителям» электроэнергии нами были отнесены
отрасль строительства, торговля и коммерческая деятельность по реализации товаров и услуг.
Для построения прогноза потребления электроэнергии прочими отраслями нами
использовались следующие показатели:
„
ВРП в 1998−2005 гг.;
„
объемы потребления э/э прочими отраслями в 2000−2006 гг.
В ходе анализа ретроспективной динамики изменения объемов потребления электроэнергии,
мы пришли к выводу, что индекс роста потребления электроэнергии прочими отраслями
региона сопоставим с темпами роста ВРП с временным лагом в 4 года. Таким образом, для
построения прогноза потребления электроэнергии прочими отраслями мы выполнили
следующие процедуры:
„
спрогнозировали региональные темпы роста ВРП на базе
сложившихся темпов роста ВРП и ВВП с временным лагом в 4 года;
исторически
„
рассчитали индекс потребления электроэнергии прочими отраслями исходя из
исторических данных об объемах потребления э/э и прогнозных темпов роста ВРП;
„
рассчитали прогнозное потребление электроэнергии прочими отраслями.
Полученные результаты были преобразованы в потребление электроэнергии в разрезе четырех
классов напряжения исходя из сложившихся структур потребления э/э по классам напряжения
в регионах, предоставленных менеджментом Компаний.
Сетевые потери
Сетевые потери, учитываемые при прогнозировании потребности
формируются из потерь распределительных и магистральных сетей.
в
электроэнергии,
Потери электроэнергии в распределительных сетях в 2007 г. были спрогнозированы нами на
уровне потерь в 2005−2006 гг., в соответствии с бизнес-планами распределительных сетевых
компаний, предоставленными их руководством. В 2008-2015 гг. данные потери
прогнозировались, исходя из предположения о постепенном переходе к целевому значению в
2015 г., не превышающем 15% от объема отпуска электроэнергии в сеть.
Прогноз потерь электроэнергии в магистральных сетях был построен нами на уровне
нормативных технологических потерь, утвержденных Минпромэнерго России.
Прогноз натуральных показателей реализации электроэнергии
Для целей настоящего отчета использовались данные о выработке станции с 1984 года. На
основе этих данных были определены среднемноголетние выработки. Показатели расхода
электроэнергии на собственные нужды и потери на трансформаторах рассчитывались на
основе фактических данных за последние 3 года. В дальнейшем собственные нужды станций
принимались на уровне ретроспективных лет, а потери – в соответствующих долях от
выработки. Таким образом, были определены показатели полезного отпуска электроэнергии.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
47
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Прогнозирование тарифов
Прогнозы тарифов на электроэнергию и мощность и всех существенных для этого показателей
выполнялись на основе информации, содержащейся в следующих документах и материалах:
„
Федеральный Закон РФ № 35-ФЗ от 26 марта 2003 г. «Об электроэнергетике»
(далее по тексту – «Закон об электроэнергетике»);
„
Федеральный Закон РФ №210-ФЗ «Об
организаций коммунального комплекса»;
„
Постановление Правительства РФ № 643 от 24 октября 2003 г. «О правилах
оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» в
редакции от29.12.2006 г. (далее по тексту – «Правила оптового рынка
переходного периода»);
„
Распоряжение Правительства РФ №1754-р «Программа изменения
государственных регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике»;
„
Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в
Российской Федерации, утвержденные Постановлением Правительства РФ № 109
от 26 февраля 2004 г. (далее по тексту – «Основы ценообразования»);
„
Энергетическая стратегия России на период до 2020 г., утвержденная
распоряжением Правительства РФ № 1243-р от 28 августа 2003 г. (далее по тексту
– «Энергетическая стратегия»);
„
Постановления Федеральной службы по тарифам на 2005-2007 гг.
основах
регулирования
тарифов
уровня
На сегодняшний день формирование тарифов на электроэнергию регулируется государством.
Ежегодно Федеральная служба по тарифам устанавливает предельные уровни тарифов для
производителей, Региональная служба по тарифам уполномочена устанавливать в этих
пределах тарифы для каждого производителя. Формирование тарифов производится по
системе «затраты плюс», что не позволяет никому из участников энергосистем получать какиелибо преференции, связанные с эффективностью их деятельности по сравнению с другими
участниками. Политика сдерживания тарифов влечет за собой, в том числе и
недофинансирование деятельности, особенно в части реинвестирования и создания новых
мощностей.
В формировании стоимости энергии принимают участие все составляющие затрат генерации. В
результате переоценки 2002 года (обязательная переоценка всех основных фондов ДЗО
ОАО РАО «ЕЭС России») была откорректирована первоначальная стоимость зданий и
движимого имущества. Однако на дату оценки стоимость основных фондов не доведена до
рыночных показателей. Таким образом, в бухгалтерском учете присутствует недооценка
основных фондов Общества, что должно найти отражение в дальнейших рассуждениях.
В соответствии с реформированием электроэнергетической отрасли в настоящий момент
формируется свободный рынок электроэнергии и мощности. На дату оценки в свободном
секторе рынка торговалось 5% электроэнергии, производимой станциями первой (Европа и
Урал) и второй (Сибирь) ценовых зон. В связи с тем, что на дату оценки не сформулировано
отношение к мощности как к объекту торговли на параллельном энергии рынке, в модели
введено прогнозирование цены (тарифа) на электроэнергию и платы за мощность по
одноставочной цене (тарифу).
Законодательно установлено, что в 2007 году по регулируемым ценам (тарифам) на оптовом
рынке поставляется с 1 января 2007 г. 95% полезного отпуска (потребления) электрической
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
48
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
энергии5, а с 1 июля 2007 г. – 90%. В финансовой модели в рамках доходного подхода принято,
что объем поставки в 2007 году по регулируемым тарифам в среднем составит 92,5%
полезного отпуска станции.
В соответствии с докладом «Об обеспечении экономики страны электроэнергией и газом»
Виктора Христенко на заседании Правительства РФ 30 ноября 2006 года (далее по тексту Доклад) предполагается, что ежегодные темпы снижения объемов, продаваемых по
регулируемым ценам, будут определяться Правительством РФ при утверждении прогноза
социально-экономического развития. В соответствии с Докладом, переход к 100% свободному
ценообразованию и продаже всего объема выработанной электроэнергии по равновесным
ценам произойдет в 2011 году.
При прогнозировании выработки мы учитывали изменения доли конкурентного и
регулируемого секторов оптового рынка электроэнергии в соответствии с распоряжением
Правительства РФ от 30 ноября 2006 г. № 42-р предусматривающим поэтапное увеличение
доли электроэнергии, реализуемой по нерегулируемым ценам (см. таблицу ниже).
Таблица 11. Доли конкурентного и регулируемого секторов оптового рынка, %
Сектор
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
…
2020
Свободный
7,6
20,1
40,2
70,2
100
100
100
100
100
100
100
Регулируемый
92,4
79,9
59,8
29,8
–
–
–
–
–
–
–
Источник: расчет Оценщика
Таким образом, прогноз тарифов/цен на электроэнергию/мощность будет строиться отдельно
для регулируемого и конкурентного сектора рынка.
Регулируемый сектор
Прогноз регулируемого тарифа строился из предположения о том, что принцип
тарифообразования остается прежним за тем исключением, что до момента полного перехода
рынка на свободное ценообразование (с целью сглаживания роста тарифов) в тариф
включается амортизация в соответствии с рыночной стоимостью основных фондов (в модели
заложено, что переоценка основных фондов будет проводиться в период 2007-2011 гг.).
Соответственно, рост регулируемого тарифа в этот период будет связан с инфляционным
удорожанием, увеличением амортизационных отчислений (до уровня, обеспечивающего
реальное воспроизводство основных средств) и изменением принципа изъятия дополнительной
прибыли ГЭС - водного налога / платы.
Конкурентный сектор
Прогноз тарифов на свободном рынке (конкурентный сектор) основан на маржинальном
принципе ценообразования, заложенном в Законе об электроэнергетике, в том числе - на
разрешении подачи только ценопринимающих заявок в отношении объемов электрической
энергии, производимой в теплофикационном режиме, гидростанциями и атомными станциями.6
Причем, из теории микроэкономики, очевидно, что равновесная цена будет тяготеть к цене
самой дорогой станции в ценовой зоне, энергия которой востребована7. Отсюда следует, что
формирование равновесной цены осуществляется на основе ценовых заявок топливных
5
ст. 50 «Правила оптового рынка переходного периода».
6
Ст. 63 Постановления Правительства РФ от 24.10.2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии
(мощности) переходного периода».
7
Маржинальный производитель электроэнергии - ценообразующий производитель электроэнергии. Обладатель самой
высокой заявленной цены, среди всех производителей электроэнергии данной ценовой зоны, востребованных для покрытия
спроса покупателей электроэнергии этой ценовой зоны по итогам аукциона ценовых заявок на конкурентном рынке. Цена
электроэнергии маржинального производителя электроэнергии определяет цену в данной ценовой зоне конкурентного
рынка.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
49
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
станций, что подтверждается торгами на свободном секторе рынка, действующем на
территории Европы и Сибири.
На дату оценки оптовый рынок регулируется правилами переходного периода, а именно,
регулируются правила ценообразования и структура ценовых зон оптового рынка. В
соответствии с действующим законодательством гидростанции выходят на рынок
исключительно своими объемами с ценопринимающими заявками. Таким образом,
формирование равновесной цены на электроэнергию (мощность) на свободном рынке будет
происходить исключительно на основе затрат замыкающих тепловых станций.
В связи с тем, что узловые цены и структура поставщиков в ценовых узлах являются
информацией, закрытой для свободного пользования, оценщики строили прогнозы по
энергозонам. Основной принцип деления территории РФ на энергозоны следующий: спрос
каждого региона, вошедшего в зону, покрывается за счет собственной выработки
электроэнергии или перетоков внутри энергозоны.
Исходя из предположения о том, что существующие тарифы формируются для всех
производителей электроэнергии одинаково обоснованно на основе затрат станций с равными
нормами прибыли, можно предположить, что отпускные тарифы для этих станций являются
показателем затрат на производство электроэнергии и поддержания мощности на них.
Для расчета рыночной цены на электроэнергию на оптовом рынке были определены станции в
энергозоне, вырабатывающие электроэнергию в конденсационном режиме. Далее отобранные
объекты генерации были проранжированы по степени их эффективности, которая
определялась путем суммирования условно-постоянных и условно-переменных затрат станций,
и на основе анализа эффективности была определена замыкающая станция. При условии
дефицита электроэнергии в энергозоне рассматривались возможные перетоки из других зон.
Таким образом, на основании спроса на электроэнергию в каждый прогнозный период по
энергозонам, существующего предложения со стороны генерирующих компаний и перетоков
между энергозонами оценщики рассчитали прогнозируемые цены на электроэнергию.
В процессе реформирования ЕЭС России крупные промышленные потребители будут
стремиться заключить прямые долгосрочные договоры на поставку электроэнергии. Таким
образом, можно обоснованно предположить, что цена на электроэнергию по прямым
долгосрочным договорам будет ниже, чем на спотовом (краткосрочном) рынке8.
Для определения возможного уровня дисконта, применяемого к текущей цене на
электроэнергию
при
заключении
прямых
долгосрочных
договоров,
оценщики
проанализировали биржевые цены на спотовом рынке и цены на форвардные контракты с
различными сроками поставок на бирже Nord Pool, специализирующейся на торговле
электроэнергией.
Международная товарная биржа Nord Pool была создана в 1993 г. В настоящее время она
объединяет рынки скандинавских стран (Норвегии, Швеции, Финляндии, Дании), и на ней
заключаются договоры на поставку примерно 30% всей электроэнергии, производимой
данными государствами (остальные 70% поставляются в рамках двусторонних договоров).
Такой значительный объем продаж позволяет рассматривать цены на Nord Pool как
репрезентативные.
При сравнении основных параметров форвардных контрактов на поставку электроэнергии и
цен на спотовом рынке оценщики определили, что в среднем дисконт по форвардным
контрактам составляет 20%.
8
Особенно это относится к ГЭС, само наличие которых создает предпосылку для появления вблизи них крупных и средних
промышленных предприятий
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
50
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
В результате проведенного анализа оценщики сделали допущение о том, что долгосрочные
контракты с крупными промышленными потребителями (в том числе и с алюминиевыми
заводами) будут заключаться с дисконтом 20% к рыночной цене на электроэнергию.
Оценщики проанализировали долю полезного отпуска электроэнергии, приходящегося на
крупных промышленных потребителей, в совокупном полезном отпуске ГЭС. По тем ГЭС,
которые расположены вблизи алюминиевых заводов, данный показатель составляет порядка
80%. Таким образом, порядка 80% электроэнергии будет продаваться по долгосрочным
договорам с крупными потребителями для целей хеджирования рисков станции. Для остальных
ГЭС доля данных договоров составит 60%.
Ниже в таблицах приведен прогноз тарифов по двум сценариям, учитываем при построении
расчетной модели.
Таблица 12. Прогноз тарифов на электроэнергию на 2007–2020 гг. Сценарий
органического роста
Наименование
9 мес.
2007
2008
2009
2010 2011 2012 2013 2014
2015
2016
2017
2018 2019 2020
регул. тариф на э/э, руб./кВтч
Волжская ГЭС
219,8
184,6
223,4
252,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Нижегородская
ГЭС
367,9
354,1
404,4
447,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Каскад ВВ ГЭС
431,1
451,4
525,6
603,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Жигулевская ГЭС
252,7
226,1
260,8
324,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Саратовская ГЭС
563,3
323,8
349,8
378,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Чебоксарская ГЭС
438,8
377,4
426,2
420,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
Камская ГЭС
327,1
346,7
382,7
428,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ГЭС
423,1
311,4
356,9
411,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
СаяноШушенская ГЭС
234,1
156,8
140,1
152,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Новосибирская
ГЭС
0,0
270,6
306,8
349,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Зейская ГЭС
275,3
356,2
402,0
451,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Бурейская ГЭС
806,2
754,6
803,6
851,9
896,9
941,0
984,5
1022,8
1060,2
1525,6
1558,4
1752,4
1791,5
1827,3
Богучанская ГЭС
0,0
0,0
0,0
1049,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Дагестанская РГК
384,5
299,5
335,5
374,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сулакэнерго
647,4
984,0
1166,3
1413,2
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
КаббалкГЭС
679,5
781,3
883,0
994,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Зарамагские ГЭС
826,3
984,0
1166,3
1413,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ставропольская
ЭГК
684,7
503,5
569,7
639,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Загорская ГАЭС
1195,6
851,4
993,3
1115,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Зеленчукские ГЭС
462,8
984,0
1166,3
1413,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
СевероОсетинская ГК
460,0
486,0
535,5
596,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1641,5 1782,8 1842,1
нерегул. тариф на э/э, руб./кВтч
Волжская ГЭС
897,6
972,0
1088,5
1224,0
1487,5 1571,4 1628,4
1288,8
1324,3
1385,1
1410,4
1586,8
1620,8
1685,1
Нижегородская
ГЭС
870,7
984,7
1149,8
1325,6
1494,8
1591,1 1588,7
1610,9
1648,3
1699,0
1758,1
1830,2
1884,0
1970,6
Каскад ВВ ГЭС
870,7
984,7
1149,8
1325,6
1494,8 1591,1 1588,7
1610,9
1648,3
1699,0
1758,1
1830,2
1884,0
1970,6
Жигулевская ГЭС
804,3
900,2
1015,8
1125,9
1310,8 1328,1 1556,7
1173,2
1220,3
1245,9
1272,1
1594,5
1650,3
1725,1
Саратовская ГЭС
804,3
900,2
1015,8
1125,9
1310,8 1328,1 1556,7
1173,2
1220,3
1245,9
1272,1
1594,5
1650,3
1725,1
Чебоксарская ГЭС
834,5
926,5
1046,0
1203,7
1340,4 1435,5 1482,9
1503,2
1537,9
1579,3
1627,2
1771,2
1829,6
1893,6
Камская ГЭС
836,4
945,3
1079,9
1183,6
1265,2 1355,6 1456,7
1469,0
1540,8
1619,6
1687,9
1748,5
1777,7
1845,1
Воткинская ГЭС
836,4
945,3
1079,9
1183,6
1265,2 1355,6 1456,7
1469,0
1540,8
1619,6
1687,9
1748,5
1777,7
1845,1
СаяноШушенская ГЭС
662,6
816,3
876,9
1044,0
942,3
1031,8 1066,7
1079,6
1235,8
1173,5
1297,6
1328,0
1359,2
1391,4
Новосибирская
ГЭС
781,5
901,6
1016,1
1114,4
1121,4
1242,4 1277,7
1406,2
1455,7
1436,4
1487,3
1547,2
1581,5
1594,2
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
51
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Наименование
9 мес.
2007
2008
2009
2010 2011 2012 2013 2014
2015
2016
2017
2018 2019 2020
Зейская ГЭС
700,3
754,6
803,6
851,9
896,9
941,0
984,5
1022,8
1060,2
1086,2
1112,9
1095,4
1116,5
1138,9
Бурейская ГЭС
700,3
754,6
803,6
851,9
896,9
941,0
984,5
1022,8
1060,2
1086,2
1112,9
1095,4
1116,5
1138,9
Богучанская ГЭС
662,6
816,3
876,9
1044,0
942,3
1031,8 1066,7
1079,6
1235,8
1173,5
1297,6
1328,0
1359,2
1391,4
Дагестанская РГК
899,1
997,6
1150,7
1305,6
1550,7 1659,2 1718,3
1419,6
1446,3
1521,3
1552,1
1577,7
1604,0
1655,7
Сулакэнерго
899,1
997,6
1150,7
1305,6
1550,7 1659,2 1718,3
1419,6
1446,3
1521,3
1552,1
1577,7
1604,0
1655,7
КаббалкГЭС
899,1
997,6
1150,7
1305,6
1550,7 1659,2 1718,3
1419,6
1446,3
1521,3
1552,1
1577,7
1604,0
1655,7
Зарамагские ГЭС
899,1
997,6
1150,7
1305,6
1550,7 1659,2 1718,3
1419,6
1446,3
1521,3
1552,1
1577,7
1604,0
1655,7
Ставропольская
ЭГК
899,1
997,6
1150,7
1305,6
1550,7
1659,2 1718,3
1419,6
1446,3
1521,3
1552,1
1577,7
1604,0
1655,7
Загорская ГАЭС
895,4
1026,2
1199,8
1388,5
1581,2
1656,5 1720,5
1762,0
1805,5
1862,2
1931,6
2038,7
2077,0
2149,7
Зеленчукские ГЭС
899,1
997,6
1150,7
1305,6
1550,7 1659,2 1718,3
1419,6
1446,3
1521,3
1552,1
1577,7
1604,0
1655,7
СевероОсетинская ГК
899,1
997,6
1150,7
1305,6
1550,7
1419,6
1446,3
1521,3
1552,1
1577,7
1604,0
1655,7
1659,2 1718,3
Источник: расчет Оценщика.
Таблица 13. Прогноз тарифов на электроэнергию на 2007–2020 гг. Сценарий ускоренного
роста
Наименование
9 мес.
2007
2008
2009
2010 2011 2012 2013 2014
2015
2016
2017
2018 2019
2020
регул. тариф на э/э, руб./кВтч
Волжская ГЭС
219,8
184,6
223,4
252,1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Нижегородская
ГЭС
367,9
354,1
404,4
447,6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Каскад ВВ ГЭС
431,1
451,4
525,6
603,5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Жигулевская ГЭС
252,7
226,1
260,8
324,5
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Саратовская ГЭС
563,3
323,8
349,8
378,4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Чебоксарская ГЭС
438,8
377,4
426,2
420,6
0
0
0
0
0
0
1
2
3
4
Камская ГЭС
327,1
346,7
382,7
428,8
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Воткинская ГЭС
423,1
311,4
356,9
411,0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
СаяноШушенская ГЭС
234,1
156,8
140,1
152,1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Новосибирская
ГЭС
0
270,6
306,8
349,9
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Зейская ГЭС
275,3
356,2
402,0
451,6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Бурейская ГЭС
806,2
754,6
803,6
851,9
897
941
985
1023
1060
1526
1558
1752
1791
1827
Богучанская ГЭС
0
0
0
1049,1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Дагестанская РГК
384,5
299,5
335,5
374,4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Сулакэнерго
647,4
984,0
1166,3
1413,2
1641
1783
1842
1922
1917
1990
2084
2228
2306
2387
КаббалкГЭС
679,5
781,3
883,0
994,6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Зарамагские ГЭС
826,3
984,0
1166,3
1413,2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Ставропольская
ЭГК
684,7
503,5
569,7
639,7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Загорская ГАЭС
1195,6
851,4
993,3
1115,7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Зеленчукские ГЭС
462,8
984,0
1166,3
1413,2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
СевероОсетинская ГК
460,0
486,0
535,5
596,1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
нерегул. тариф на э/э, руб./кВтч
Волжская ГЭС
895,4
976,4
1108,4
1375,7
1532,9 1608,9 1665,4
1695,9
1870,0
1971,5
2027,5
2215,6
2293,2
2373,5
Нижегородская
ГЭС
867,5
981,8
1192,8
1322,0
1541,8
1714,9 1828,1
1866,3
1885,6
1928,3
2189,0
2431,7
2516,8
2604,9
Каскад ВВ ГЭС
867,5
981,8
1192,8
1322,0
1541,8 1714,9 1828,1
1866,3
1885,6
1928,3
2189,0
2431,7
2516,8
2604,9
Жигулевская ГЭС
842,8
900,4
1030,8
1256,5
1432,0 1535,8 1589,2
1625,6
1659,8
1815,6
1870,6
2010,7
2081,0
2153,9
Саратовская ГЭС
842,8
900,4
1030,8
1256,5
1432,0 1535,8 1589,2
1625,6
1659,8
1815,6
1870,6
2010,7
2081,0
2153,9
Чебоксарская ГЭС
820,3
929,7
1050,4
1236,4
1405,0 1567,4 1623,2
1674,6
1711,8
1762,5
1916,5
2052,3
2124,2
2198,5
Камская ГЭС
850,9
947,0
1080,2
1260,8
1352,4 1441,1 1503,0
1569,6
1750,1
1909,9
2156,5
2315,6
2396,7
2480,5
Воткинская ГЭС
850,9
947,0
1080,2
1260,8
1352,4 1441,1 1503,0
1569,6
1750,1
1909,9
2156,5
2315,6
2396,7
2480,5
СаяноШушенская ГЭС
662,6
816,3
876,9
1049,1
1086,8
1207,8
1239,4
1268,1
1297,6
1328,0
1359,2
1406,8
1131,3 1173,5
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
52
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
9 мес.
2007
2008
2009
2010 2011 2012 2013 2014
2015
2016
2017
2018 2019
2020
Новосибирская
ГЭС
796,3
908,4
1015,0
1177,7
1429,9
1497,0 1509,7
1612,3
1748,1
1770,4
1867,0
2183,3
2259,7
2338,8
Зейская ГЭС
700,3
754,6
803,6
851,9
896,9
941,0
984,5
1022,8
1060,2
1525,6
1558,4
1752,4
1791,5
1827,3
Бурейская ГЭС
700,3
754,6
803,6
851,9
896,9
941,0
984,5
1022,8
1060,2
1525,6
1558,4
1752,4
1791,5
1827,3
Богучанская ГЭС
662,6
816,3
876,9
1049,1
1086,8
1131,3 1173,5
1207,8
1239,4
1268,1
1297,6
1328,0
1359,2
1406,8
Дагестанская РГК
889,0
984,0
1166,3
1413,2
1641,5 1782,8 1842,1
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
Сулакэнерго
889,0
984,0
1166,3
1413,2
1641,5 1782,8 1842,1
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
КаббалкГЭС
889,0
984,0
1166,3
1413,2
1641,5 1782,8 1842,1
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
Зарамагские ГЭС
889,0
984,0
1166,3
1413,2
1641,5 1782,8 1842,1
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
Ставропольская
ЭГК
889,0
984,0
1166,3
1413,2
1641,5
1782,8 1842,1
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
Загорская ГАЭС
939,3
1063,9
1256,0
1388,9
1590,1
1712,1 1813,8
1913,5
2028,8
2131,6
2218,2
2481,4
2549,5
2638,7
Зеленчукские ГЭС
889,0
984,0
1166,3
1413,2
1641,5 1782,8 1842,1
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
СевероОсетинская ГК
889,0
984,0
1166,3
1413,2
1641,5
1921,7
1916,7
1989,6
2084,3
2228,0
2306,0
2386,7
Наименование
1782,8 1842,1
Источник: расчет Оценщика.
Расчет долей и скидок по долгосрочным договорам
В процессе реформирования
стремиться заключить прямые
хеджирования рисков. Таким
электроэнергию по прямым
(краткосрочном) рынке 9.
ЕЭС России крупные промышленные потребители будут
долгосрочные договоры на поставку электроэнергии с целью
образом, можно обоснованно предположить, что цена на
долгосрочным договорам будет ниже, чем на спотовом
Оценщики проанализировали долю полезного отпуска электроэнергии, приходящегося на
крупных промышленных потребителей, в совокупном полезном отпуске ГЭС. Для крупных ГЭС,
расположенных на Волге и в Сибири, доля данных договоров составит 60%; 40%, для
остальных ГЭС с КИУМ, превышающим 30%. В расчетной модели принято, что доля данных
договоров составит 40%.
По мнению менеджмента ОАО «ГидроОГК»
соответствует практике, сложившейся на западе.
данное
предположение
обоснованно
и
Таблица 14. Анализ доли долгосрочных договоров
Страна
Доля, %
Nord Pool
70%
Бразилия
97%
Великобритания
85%
Казахстан
60%
Франция
55%
Источник: данные открытых источников информации
Для определения возможного уровня дисконта, применяемого к текущей цене на
электроэнергию
при
заключении
прямых
долгосрочных
договоров,
оценщики
проанализировали биржевые цены на спотовом рынке и цены на форвардные контракты с
различными сроками поставок на бирже Nord Pool, специализирующейся на торговле
электроэнергией, а также, информацию о скидках в странах, перечисленных в таблице выше.
В настоящее время международная товарная биржа Nord Pool объединяет рынки скандинавских
стран (Норвегии, Швеции, Финляндии, Дании), и на ней заключаются договоры на поставку
примерно 30% всей электроэнергии, производимой данными государствами (остальные 70%
9
Особенно это относится к ГЭС, само наличие которых создает предпосылку для появления вблизи них крупных и средних
промышленных предприятий.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
53
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
поставляются в рамках двусторонних договоров). Такой значительный объем продаж позволяет
рассматривать цены на Nord Pool как репрезентативные.
Таблица 15. Анализ скидок по долгосрочным договорам
Страна
Скидка, %
Nord Pool
30%
Бразилия
3%
Великобритания
15%
Казахстан
40%
Франция
25-30%
Источник: данные открытых источников информации.
При сравнении основных параметров форвардных контрактов на поставку электроэнергии и
цен на спотовом рынке оценщики определили, что в среднем дисконт по форвардным
контрактам составляет 20%.
В результате проведенного анализа оценщики сделали допущение о том, что для
ОАО «Зейская ГЭС» скидка составит 5%.
Принятые для расчетов доли долгосрочных договоров и скидки рассматривались оценщиками
как целевые значения, которые будут достигнуты станциями к моменту полной либерализации
рынка электроэнергии – 2011 год. В период с 2008 г. до 2011 г. заложен постепенный
линейный переход к целевым показателям.
Анализ затрат предприятия от текущей деятельности
Оценщики провели анализ структуры и динамики изменения переменных и постоянных затрат
Общества на основе ретроспективных данных о величине расходов, исторической отчетности.
Были выявлены основные статьи затрат, носящие регулярный характер. Единовременные
расходы, связанные необычными или редкими событиями, влекущие за собой расходы, в
прогноз не включались.
Прогноз операционных затрат по реализованной продукции производился в разрезе
следующих статей:
„
Водный налог;
„
Расходы на персонал;
„
Сырье и материалы;
„
Затраты на ремонт и обслуживание;
„
Амортизация основных средств;
„
Платежи рынка;
„
Лизинговые платежи;
„
Затраты на административно-управленческий аппарат;
„
Прочие эксплуатационные расходы.
Далее подробно описан алгоритм расчета каждой статьи операционных затрат.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
54
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
За базу для прогнозирования были приняты прогнозные данные на 2006 год, так как они
максимально объективно отражают потребность компании в ресурсах и не противоречат
ретроспективной информации о величине затрат Общества.
Прогноз затрат по основной деятельности
Водный налог
До 01 января 2007 г. ГЭС осуществляла пользование водными объектами на основании
лицензий. С введением в действие Водного кодекса РФ 01 января 2007 г. в законодательстве
РФ в отношении регулирования пользования водными объектами произошли изменения. В
соответствии с Водным кодексом водопользователи, осуществляющие использование водных
объектов на основании лицензий на водопользование, выданных до 01 января 2007 г.,
сохраняют права долгосрочного или краткосрочного пользования водными объектами на
основании лицензий до истечения срока их действия.
По истечении срока лицензии с пользователями водными объектами заключаются договоры
водопользования. Договором водопользования предусматривается плата за пользование
водным объектом или его частью.
Ставки платы за пользование водными объектами, находящимися в федеральной
собственности, порядок расчета и взимания такой платы устанавливаются Правительством РФ.
Базой для расчета платы за пользование водными объектами является количество
вырабатываемой ГЭС электроэнергии за год.
Для целей прогнозирования величины водного налога в 2007 году оценщики воспользовались
ставками водного налога, утвержденными законодательством РФ.
Изменение налоговых ставок в дальнейшем прогнозном периоде принималось на основании
заявления глава Минприроды Юрия Трутнева, сделанному на заседании Правительства РФ 12
октября 2006 года, о том, что резкого повышения ставок водного налога не планируется,
ставки будут увеличиваться постепенно, но предполагается, что в последующие годы ставка
водного налога должна быть увеличена от 4 до 6 раз.
С учетом данного заявления министра, оценщиками в расчетной модели заложено увеличение
ставки водного налога для крупных действующих станций в 5 раз в реальном выражении
относительно уровня 2007 г., данное увеличение сопоставимо с уровнем водного налога в
европейских странах в абсолютном выражении. Для строящихся крупных станций до 2015 года
заложено увеличение ставки водного налога в 3 раза, после 2015 года - в 5 раз. Для
строящихся малых станций (меньше 500 мВт) налог увеличивается в 3 раза.
Таблица 16. Ставки водного налога в прогнозном периоде
Станция/период 2007
Зейская ГЭС
9,24
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
12,4
26,5
42,3
59,0
61,6
64,4
67,3
70,3
73,5
76,8
80,3
83,9
87,6
Источник: расчеты Оценщиков.
Расходы на персонал
В данную статью расходов включены расходы на оплату труда производственного персонала
(без ремонтного) и отчисления на социальные нужды. Расходы на ремонтный персонал
прогнозировались отдельно в статье затраты на ремонт.
Наличие ремонтного персонала Обществ связано с выполнением части ремонтных работ
хозспособом. Другая часть ремонтов выполняется по договорам подряда сторонними
организациями.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
55
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Прогноз расходов на персонал осуществлялся на основе результатов анализа среднемесячной
заработной платы и среднесписочной численности производственного персонала.
Существенных изменений в численности персонала действующих станций в прогнозном
периоде не предполагается.
Сырье и материалы
Расходы на сырье и материалы являются условно-постоянными и состоят из материальных
затрат непосредственно связанных с производством электроэнергии. В состав данных расходов
входят затраты на горюче-смазочные материалы, воду на технологические нужды, а также
расходы на покупную энергию. Темп роста расходов на сырье и материалы в прогнозном
периоде принят оценщиками равным инфляции. Базой для индексирования является плановый
показатель расходов на сырье и материалы в 2007 году.
Затраты на ремонт и обслуживание
Прогнозирование затрат на текущие ремонты проводилось на основе ретроспективного
анализа, в который включались данные менеджмента станций о плановых затратах на 2007 г.
Результаты такого анализа приведены ниже.
Удельные затраты на ремонт, $/кВт
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Годы
Бурейская ГЭС
Саратовская ГЭС
Каскад верхневолжских ГЭС
Жигулевская ГЭС
Волжская ГЭС
СЭГК
Зейская ГЭС
Саяно-Шушенская ГЭС (включая Майнскую)
Чебоксарская ГЭС
Нижегородская ГЭС
Камская ГЭС
Воткинская ГЭС
Сулакэнерго
Загорская ГЭС
ДРГК
Рис. 4. Изменение удельных затрат на ремонты ГЭС в ретроспективном периоде
На графике представлены зависимости затрат на ремонт в пересчете на 1 кВт установленной
мощности в ретроспективном периоде. Из графика видно, что в последние годы практически на
всех станциях удельные затраты на ремонты стабилизировались. Поэтому, оценщики
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
56
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
определяли затраты на ремонт на основе среднего удельного показателя. причем усреднение
проводилось за годы, когда произошла стабилизация удельных затрат.
Практика эксплуатации тепловых электрических станций показывает, что снижение
регулирующими тарифы службами инвестиционной составляющей приводит иногда к
включению в затраты на ремонт составляющих на техническое перевооружение и
реконструкцию. Анализ имеющихся в распоряжении оценщиков данных показывает, что в
данном случае такого не происходит, или происходит в объеме, не превышающем несколько
процентов от общей суммы ремонтных затрат. Все средства, необходимые для замены
основного генерирующего оборудования проводятся по статье «Техническое перевооружение и
реконструкция». Поэтому, оценщики не проводили корректировки ремонтных затрат на состав
выполняемых работ.
Общей тенденции стабилизации затрат на ремонты не следуют Загорская ГАЭС и
Ставропольская электрическая генерирующая компания. Для них удельные затраты на
ремонты несколько выше соответствующих затрат на других станциях и в последние три годы
заметно изменялись. Высокое значение удельного показателя затрат на ремонт объясняется
для Ставропольских ГЭС их низкой средней установленной мощностью. Показатели затрат на
ремонт Загорской ГАЭС нельзя сравнивать с показателями остальных станций, так как принцип
работы данной аккумулирующей станции существенно отличается от принципа действия
обычных ГЭС. В целом, зависимость удельной стоимости ремонтов от возраста станции имеет
линейный характер. Вид этой зависимости представлен ниже.
14
Удельные затраты на ремонт, $/кВт
12
10
y = 0,0826x + 0,6652
R2 = 0,7177
8
6
4
2
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Возраст, лет
Рис. 5. Зависимость удельной величины затрат на ремонт от возраста станции
На графике приведена регрессионная кривая, показывающая зависимость удельных затрат на
ремонт от возраста станции. При построении регрессионной зависимости не принимались во
внимание данные Загорской ГАЭС и Ставропольских ГЭС.
Не смотря на вполне удовлетворительную аппроксимацию зависимости удельных ремонтных
затрат от возраста ГЭС, в расчетах оценщики применяли для каждой станции или группы ГЭС
индивидуальные удельные показатели. Регрессионная зависимость использовалась для
качественного анализа адекватности полученных значений.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
57
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Для Загорской ГАЭС и Ставропольских станций затраты на ремонт так же определялись как
среднее значение этих затрат в 2005 – 2006 гг. и соответствующих плановых показателей на
2007 г. По мнению менеджмента станций имеющиеся разбросы в затратах носят локальный
временной характер и в прогнозе следует опираться на средние значения этих показателей.
Полученные средние значения использовались как базовые удельные показатели 2007 г.,
которые умножались на установленную мощность и в прогнозном периоде корректировались в
соответствии с индексом инфляции. Для вновь вводимых мощностей и при замене
гидроагрегатов на новые учитывалось снижение необходимых удельных затрат на ремонт. По
мнению специалистов замена гидроагрегатов снижает необходимые затраты на ремонт как
минимум в два раза. Из графика, приведенного выше следует, что ремонтные затраты для
новой ГЭС может быть в 4 раза меньше соответствующих затрат для ГЭС, возраст которой
достигает 40 лет (типичный срок службы турбоагрегатов). Однако практика показывает, что
замена только оборудования снижает эти затраты примерно в 2 раза.
Результаты прогнозирования ремонтных затрат Общества приведены в Приложении к
настоящему Отчету.
Амортизация основных средств
Определение величины амортизационных отчислений на период прогнозирования проводилось
раздельно для существующих основных средств и планируемых капитальных вложений.
При расчете амортизации основных средств использовался линейный способ начисления
амортизации в соответствии с нормами, фактически сложившимися у Общества на дату оценки.
Для более точного расчета общей величины амортизационных отчислений был проведен
расчет амортизации отдельно по каждой группе основных средств. При этом разбивка
основных средств по группам основывалась на схожести функциональных характеристик
основных средств и сопоставимости сроков их экономической жизни.
Нормы амортизации, фактически сложившиеся в бухгалтерском учете на дату оценки по
группам основных фондов, представлены в таблицах в Приложениях к настоящему Отчету по
каждому оцениваемому обществу.
Кроме данных об остаточном сроке полезного использования, при прогнозировании величины
амортизации существующих основных средств использовались данные о первоначальной и
балансовой стоимости этих объектов. Совокупность этих данных позволяет построить прогноз
экономической (а точнее «бухгалтерской») жизни каждого объекта до того момента пока его
остаточная стоимость не будет равна нулю.
Амортизация капитальных вложений в каждом конкретном году определялась по следующей
формуле:
i −1
Аквi = (∑ КВ j + КВi / 2) *n кв ,
j =1
где:
Аквi
i −1
∑ КВ
j
-
амортизационные отчисления по капитальным вложениям в i-м году;
-
сумма капитальных вложений за j периодов, предшествующих i-му году;
-
капитальные вложения в i-м году;
-
норма амортизации по капитальным вложениям по группам основных средств.
j =1
КВi
nкв
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
58
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Так как существующим законодательством не предусмотрен учет проведенных переоценок для
целей расчета налога на прибыль, в расчете денежного потока учитывалась амортизация по
существующим основным фондам и по вновь вводимым основным фондам без учета
переоценки. Для расчета капитальных вложений и налога на имущество использовались
данные амортизационных отчислений с учетом постепенной переоценки до 2011 года.
Платежи рынка
Оцениваемые гидроэлектростанции, являясь субъектами оптового рынка, осуществляют
системных платежей за услуги следующих компаний:
„
ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»;
„
НП «АТС»;
„
ЗАО «Центр финансовых расчетов».
В таблице ниже приведена информация о порядке и базе расчета системных платежей, а также
утвержденных ставках на 2007 год.
Таблица 17. Порядок расчета системных платежей
Вид системного платежа
База расчета
Ставка, утвержденная на 2007 год
Услуги ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»
Установленная мощность
4 219,43 руб./МВт/мес.
Услуги НП «АТС»
Полезный отпуск электроэнергии
0,548 руб./МВтч
Услуги ЗАО «ЦФР», переменная
часть
Полезный отпуск электроэнергии
До 01.02.2007 г. - 0,109 руб./МВтч,
после 01.02.2007 г. 0,124 руб./МВтч
Услуги ЗАО «ЦФР», постоянный
платеж
-
4 200 руб./мес. с учетом НДС по
каждому договору комиссии
Источник: законодательство в области регулирования оптового рынка (Приказ ФСТ N 283-э/2 от 17 ноября 2006 г., Приказ
ФСТ №284-э/4 от 17 ноября 2006 г., Решения Наблюдательного совета НП «АТС» от 26 декабря 2006 г. и от 26 января
2007 г., Методические указания по расчету тарифов на услуги по организации функционирования торговой системы
оптового рынка электрической энергии (мощности), утвержденными приказом ФСТ России от 24 августа 2004 г. №43-э/2).
Прогноз расходов по указанной статье осуществлен с учетом:
„
действующего законодательства о порядке осуществления системных платежей;
„
действующих на момент оценки (2007 год) тарифов по оплате системных
платежей;
„
ожидаемых изменений натуральных показателей, являющихся базой расчета
соответствующих платежей;
„
ожидаемой ставки соответствующего платежа в прогнозном периоде, полученной
путем индексирования базового показателя на прогнозный уровень инфляции
соответствующего года. В качестве базы расчета использовалась ставка,
утвержденная на 2007 год.
Итоговая величина расходов по статье определяется расчетным путем по алгоритму,
предусмотренному
законодательством,
с
использованием
прогнозных
ставок
и
соответствующих натуральных показателей. Отдельные аспекты расчетов, требующие, с точки
зрения оценщиков, уточнения, описаны ниже.
При расчете переменной части платежа за услуги ЗАО «ЦФР» в 2007 году использовался
тариф, равный 0,123 руб./МВтч, полученный как средневзвешенная (по количеству месяцев
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
59
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
использования) величина от установленных ставок на январь 2007 г. – 0,109 руб./МВтч, и на
январь-декабрь 2007 г. – 0,124 руб./МВтч.
Расчет постоянной части системных платежей за услуги ЗАО «ЦФР» производился в
соответствии с алгоритмом, используемым ОАО «ГидроОГК». При этом задавались следующие
исходные условия:
„
ОАО «ГидроОГК» заключает договора комиссии с ЗАО «ЦФР» отдельно по каждой
ценовой зоне: Европе и Сибири. В каждой ценовой зоне заключаются договора для
соответствующего сегмента ОРЭ: сектора регулируемых договоров, рынка на сутки
вперед и балансирующего рынка, - распространяющих свое действие на все
ГЭС/ГАЭС ОАО «ГидроОГК», расположенные в соответствующей ценовой зоне.
„
Общая величина ежемесячных комиссионных платежей распределяется между
всеми станциями, входящими в одну ценовую зону: Европа (14 станций с учетом
вводимого в действие с 2007 года общества - ОАО «Зарамагские ГЭС»), Сибирь
(2 станции до 2008 года включительно, 3 станции с 2009 года в связи с вводом в
действие ОАО «Богучанская ГЭС»).
„
Для ОАО «Бурейская ГЭС» и ОАО «Зейская ГЭС», работающих в неценовой зоне,
оценщиками сделано предположение о наличии отдельного комиссионного
договора по сектору регулируемых договоров, платежи по которому делятся
между этими двумя станциями.
„
В
связи
с
особенностями,
присущими
ОАО «Загорская
ГАЭС»
как
гидроаккумулирующей станции, и ОАО «Северо-Осетинской ГГК», как
гидрогенерирующей компании, предполагается, что уплата комиссионных
платежей данными обществами будут осуществляться в полном размере по
отдельным пакетам комиссионных договоров с ЗАО «ЦФР».
„
С момента перехода к свободному ценообразованию к 2011 году (прекращение
действия регулируемых договоров) договор с ЗАО «ЦФР» по сектору регулируемых
договоров прекратит свое действие. Данный факт найдет отражение при
прогнозировании затрат по данной статье.
Затраты на административно-управленческий аппарат
По данной статье затрат отражаются расходы на услуги по управлению компанией (либо
оплата услуг управляющей компании, либо затраты на аппарат управления). Все расходы,
формирующие данную статью, относятся к постоянным издержкам. Таким образом, основным
фактором роста затрат по данной статье является инфляция. Исходя из этого, прогноз затрат
на административно-управленческий аппарат осуществлен путем индексации базового
показателя на ожидаемый индекс инфляции соответствующего периода. В качестве базы для
прогноза в финансовой модели доходного подхода использовался прогнозный показатель на
2007 год.
Прочие эксплуатационные расходы
В данную группу включаются все остальные элементы себестоимости, не выделяемые в
отдельные статьи в силу незначительных размеров. Основные статьи расходов, учтенные в
данной группе, являются:
„
транспортные услуги;
„
услуги по испытанию поверке приборов;
„
услуги связи и передачи данных;
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
60
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
коммунальные услуги;
„
консультационные услуги;
„
командировочные и представительские расходы;
„
расходы на страхование;
„
налоги в составе себестоимости;
„
прочие расходы.
В финансовой модели предприятия прогноз прочих затрат строился, исходя из величины
затрат, планируемых на 2007 год и темпов инфляции.
Прогноз результатов от прочей операционной и
внереализационной деятельности
Прогноз прочих операционных и внереализационных доходов и расходов строился на основе
анализа формы 2 и расшифровки формы 2 бухгалтерской отчетности предприятия за 20052006 гг. Анализ проводился по следующему алгоритму:
„
Выявлялись и исключались статьи доходов и расходов, носящих экстраординарный
(непостоянный) характер или которые не предполагаются в будущем (например,
разовые убытки от списания, ликвидации ОФ, пени, штрафы, не носящие
систематический характер).
„
Выявлялись и исключались неденежные статьи доходов и расходов (списание
кредиторской и дебиторской задолженности более 3-х лет, убыток прошлых лет,
выявленный в отчетном году и др.).
„
Исключались статьи доходов и расходов, носящие корреспондентный характер
(сальдо равно или близко к нулю).
В результате проведенного анализа была выявлена крупная статья расходов налог на
имущество, прогнозирование по которой описано ниже. По стальным доходам и расходам в
результате анализа было определено сальдо, которое в финансовой модели прогнозировалось
путем индексации базового показателя на ожидаемый индекс инфляции соответствующего
периода. В качестве базы для прогноза принят плановый показатель сальдо на 2007 год.
Налог на имущество
Прогноз налога на имущество строился на основе действующей методологии исчисления базы
и ставки налога. Согласно Налоговому Кодексу РФ10 объектом налогообложения для российских
организаций признается движимое и недвижимое имущество (включая имущество, переданное
во временное владение, пользование, распоряжение или доверительное управление,
внесенное в совместную деятельность), учитываемое на балансе в качестве объектов основных
средств в соответствии с установленным порядком ведения бухгалтерского учета.
В качестве базы налога принималась среднегодовая стоимость имущества, рассчитанная как
среднее арифметическое остаточной стоимости имущества на начало и конец
соответствующего года11.
10
11
Ст. 374 гл. 30 второй части НК от 5 августа 2000 г. 117-ФЗ (в действующей редакции).
Расчеты среднегодовой стоимости имущества приведены в Приложениях к настоящему Отчету.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
61
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Расчеты налога на имущество выполнялись с учетом прогнозных величин капитальных
вложений и амортизации. Эффективная ставка налога была рассчитана как среднее
арифметическое значение фактических ставок налога на имущество за 2005 г и 2006 г.
Расчет чистого денежного потока
Как было отмечено ранее, чистый
рассчитывается по следующей формуле:
денежный
поток
на
инвестированный
капитал
Чистый денежный поток = Чистая прибыль + Амортизация — Капитальные вложения -(+)
Увеличение (уменьшение) собственного оборотного капитала – Обязательные выплаты из
прибыли
Формирование чистой прибыли Общества
Расчет базы для налога на прибыль за соответствующий период производится по формуле:
НБ = В − ОР + ПД − ПР
где:
НБ
В
ОР
ПД
ПР
–
–
–
–
–
налоговая база;
выручка от реализации;
операционные расходы;
прочие доходы;
прочие расходы.
В соответствии с НК РФ12 ставка налога на прибыль составляет 24%. По информации,
полученной из бухгалтерии, Общество льгот относительно ставки налога на прибыль не имеет.
Таким образом, чистая прибыль предприятия в данном случае рассчитывается следующим
образом:
ЧП = НБ × (1 − 0,24)
где ЧП
-
чистая прибыль.
Прогноз капитальных вложений
При определении стоимости гидроэлектростанций на
рассматривались следующие виды капитальных вложений.
основе
доходного
„
Капитальные вложения на новое строительство;
„
Капитальные вложения на техперевооружение и реконструкцию (ТПиР).
подхода
Капитальные вложения, направляемые на поддержание имущества в существующем состоянии,
определяются в размере бухгалтерской амортизации. При этом предполагается, что с каждый
год проводится переоценка основных фондов, и, таким образом, размеры амортизационных
отчислений с 2011 года принимают рыночные значения.
При переходе на рыночные значения величин амортизационных отчислений на поддержание
имущества в существующем состоянии направляются амортизационные отчисления без учета
12
Ст. 284 гл. 25 Второй части НК от 5 августа 2000 г. . 117-ФЗ (в действующей редакции).
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
62
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
соответствующих отчислений на плотины гидроэлектростанций. По причинам, подробно
изложенным в разделе «Допущения и ограничивающие обстоятельства» работы по замене и
реконструкции плотины в течение срока ее экономической жизни не проводится. На плотине
проводятся только текущие ремонты, затраты на которые включены в себестоимость
производимой продукции. Таким образом: уровень амортизационных отчислений (требуемых
капвложений) определяется полной стоимостью замещения имущества без учета стоимости
плотин и сроком экономической жизни имущества. Продолжительность срока экономической
жизни определялась из условия срока жизни всей гидроэлектростанции 80 лет и срока жизни
плотины 100 лет. Для каждой станции данное соотношение зависит от структуры основных
фондов, в частности доли плотины (невозмещаемых затрат на строительство) в полной
стоимости замещения станции.
Капитальные вложения на новое строительство учитываются в том случае, когда станция не
закончена строительством. Размеры этих капитальных вложений определялись на основе
данных менеджмента станции с учетом изменения цен в будущем.
Для определения размеров капитальных вложений, необходимых на техническое
перевооружение и реконструкцию, оценщики также пользовались данными менеджмента.
Размеры необходимых средств до 2011 г. включительно были предоставлены оценщикам.
Полученные данные сверялись с данными о техническом состоянии оборудования также
имеющимися в распоряжении оценщиков. Сверка показала, что планируемые размеры
капитальных вложений в техническое перевооружение и реконструкцию соответствуют данным
о техническом состоянии оборудования. В основе прогноза капитальных вложений данного
вида также лежали данные о техническом состоянии основного генерационного оборудования
и необходимостью его замены. Так, после 2011 г. планируются последовательные замены
генерационного оборудования на Камской, Нижегородской, Саратовской. При определении
размеров капитальных вложений учитывались данные менеджмента станций и данные о
стоимостях замены турбин, полученные из договоров лизинга на замену турбин.
После окончания реконструкции и технического перевооружения для поддержания активов в
существующем состоянии размер капитальных вложений выбирался равным сложившемуся к
тому моменту уровню амортизационных отчислений с учетом переоценки основных фондов.
Исключения составляли вновь вводимые станции, у которых уровень вложений в ТП и Р до
2011 г. ниже уровня амортизационных отчислений. В таких случаях уровень вложений на 2011
г. индексировался в течение всего прогнозного периода. Капитальные вложения в размере
амортизационных отчислений не прогнозировались, так как новая станция не требует затрат на
поддержании имущества в заданном состоянии.
Таким образом, алгоритм определения капитальных вложений в течение прогнозного периода
сводился к следующим шагам.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
63
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Прогнозирование ТП и Р
До 2011 г. по данным
менеджмента станции
Определение типа станции
(строящаяся/
существующая)
Строящаяся: с 2012 г.
индексация ТП и Р 2011 г.
плюс капвложения на
строительство
Существующая: прогноз ТР
и Р на основе данных о
техническом состоянии
имущества
Уровень ТП и Р в каждом
году
ТП и Р>0:
Капвложения=ТП и Р
ТП и Р=0:
Капвложения=Амортизация
Рис. 6. Алгоритм определения капитальных вложений
Результаты расчета капитальных
соответствующих Приложениях.
вложений
по
каждому
Обществу
приведены
в
Прогноз изменения собственного оборотного капитала
Для нормального функционирования промышленного предприятия необходим достаточный
объем оборотных средств. Часть оборотных средств предприятия, как правило, финансируется
краткосрочными займами и посредством отсрочки погашения кредиторской задолженности.
Превышение величины оборотных средств (запасы, средства в расчетах по НДС, дебиторская
задолженность) над краткосрочной задолженностью (кредиторская задолженность)
свидетельствует о том, что частично оборотные средства финансируются из собственных
источников предприятия. Это инвестиции в собственный оборотный капитал (СОК). Прирост
инвестиций в СОК является оттоком денежных средств, который необходимо учесть при
определении денежного потока.
Для определения величины оборотного капитала в прогнозном периоде применялся
следующий алгоритм:
„
Проводился анализ и нормализация оборотных активов по состоянию на дату оценки:
†
балансовой
стоимости
статьи
Из
классифицированные как неликвидные.
«Запасы»
исключены
активы,
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
64
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
†
Осуществлена нормализация краткосрочной дебиторской задолженности – из
балансовой стоимости статьи исключены просроченные, реструктурированные,
долгосрочные и исковые позиции.
†
Осуществлена нормализация кредиторской задолженности – из балансовой
стоимости статьи исключены просроченные и реструктурированные позиции.
†
Для строящихся / не введенных в эксплуатацию станций также были проведены
корректировки на инвестиционную деятельность.
„
На основе нормализованных показателей СОК были определены периоды
оборачиваемости по состоянию на дату оценки. Расчет периодов оборачиваемости
дебиторской задолженности произведен в соотношении с величиной выручки от
реализации. При расчете периода оборачиваемости запасов, кредиторской задолженности,
налога на добавленную стоимость использовался показатель себестоимости.
Показатели оборачиваемости, полученные по данным бухгалтерского баланса по состоянию на
дату оценки с учетом необходимых корректировок, приведены в таблице ниже.
Таблица 18. Период оборачиваемости, дней
Период оборачиваемости, дней
Наименование ГЭС/ГАЭС
Запасы
НДС
Дебиторская
задолженность
Кредиторская
задолженность
ОАО «Бурейская ГЭС»
33
114
266
178
ОАО «Зеленчукские ГЭС»
10
5
20
20
ОАО «Камская ГЭС»
65
4
80
64
ОАО «Каскад ВВ ГЭС»
56
4
75
89
ОАО «Нижегородская ГЭС»
10
4
83
151
ОАО «Саратовская ГЭС»
10
3
48
60
ОАО «Чебоксарская ГЭС»
40
6
26
86
Источник: расчеты оценщиков.
У ОАО «Саратовская ГЭС» на дату оценки на балансе также числятся прочие краткосрочные
обязательства. Период оборачиваемости, рассчитанный оценщиками, составил 8 дней.
Такие статьи, как денежные средства и краткосрочные финансовые вложения не включены в
расчет оборотного капитала, они будут учтены в финансовой модели каждой ГЭС (с учетом
необходимой корректировки) при расчете чистого долга.
Полученные по станциям показатели оборачиваемости использовались для расчета целевых
показателей оборачиваемости, к которым оцениваемые ГЭС должны прийти к 2011 году и
различающиеся для участников регулируемого и нерегулируемого секторов рынка. Причем
предусматривалось, что в период с 2007 года до 2011 года ГЭС будут переходить к целевым
показателям оборачиваемости линейно.
При расчете целевых показателей оборачиваемости для остальных станций из выборки
исключались те ГЭС, значения по которым «выбивались» из общей совокупности. Таким
образом:
„
В расчетах всех среднеотраслевых показателей оборачиваемости не участвовали
ОАО «Бурейская ГЭС», ОАО «Сулакэнерго» и ОАО «Зеленукские ГЭС», как
строящиеся.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
65
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
В расчетах среднеотраслевого периода оборачиваемости запасов для участников
свободного и нерегулируемого рынков не участвовали: ОАО «Камская ГЭС»,
ОАО «Каскад ВВ ГЭС», ОАО «Чебоксарская ГЭС», - для которых период
оборачиваемости запасов превышает по продолжительности 31 день.
„
В расчетах среднеотраслевого периода оборачиваемости кредиторской
задолженности для участников свободного и нерегулируемого рынков не
участвовали: ОАО «Волжская ГЭС», ОАО «Зейская ГЭС»; ОАО «Каскад ВВ ГЭС»,
ОАО «Нижегородская ГЭС», ОАО «Чебоксарская ГЭС», ОАО «Каббалк», - для
которых период оборачиваемости кредиторской задолженности превышает по
продолжительности 80 дней.
В связи с тем, что при проведении расчетов в рамках доходного подхода оценщики исходили из
предположения о постепенном переходе к реализации электроэнергии на оптовом рынке
электрической энергии на основании принципа свободного ценообразования, оценщиками
были проанализированы условия договоров, заключаемых администратором торговой системы
оптового рынка (далее - НП «АТС») с покупателями. Срок оплаты электроэнергии по данным
договорам, как правило, не превышает 15 дней. Таким образом, целевой период
оборачиваемости дебиторской задолженности от поставки электроэнергии в доходной модели
для участников свободного сектора рынка принят на уровне 15 дней. Для участников
регулируемого рынка прогнозное значение периода оборачиваемости дебиторской
задолженности рассчитывалось как среднее по фактическим данным о периоде
оборачиваемости дебиторской задолженности на дату оценки с исключением из выборки
следующих обществ: ОАО «Камская ГЭС», ОАО «Нижегородская ГЭС», - для которых период
оборачиваемости дебиторской задолженности превышает 75 дней.
Результаты расчета целевых показателей оборачиваемости 2011 года приведены в таблице
ниже.
Таблица 19. Целевые показатели оборачиваемости, дней
Показатель
Для участников
свободного рынка
Для участников
регулируемого рынка
Запасы
19
19
Налог на добавленную стоимость
6
6
Дебиторская задолженность
15
46
Кредиторская задолженность
57
57
Прочие краткосрочные обязательства
0
0
Источник: расчеты оценщиков.
На основании рассчитанных показателей оборачиваемости определялся нормализованный
уровень собственного оборотного капитала для каждого года прогнозного периода путем
умножения выручки от реализации или себестоимости соответствующего года на полученный
коэффициент оборачиваемости. Доля собственного оборотного капитала, определенная таким
образом, на конец прогнозного периода для всех ГЭС/ГАЭС ОАО «ГидроОГК» в среднем
находилась в диапазоне от 1% до 9% от выручки последнего прогнозного года.
Обязательные выплаты из прибыли
В расчетах был учтен дополнительный отрицательный денежный поток, формируемый за счет
прибыли Общества — обязательные выплаты из прибыли. Данные расходы компании
включают в себя затраты, которые в соответствии с налоговым кодексом не учитываются при
определении налоговой базы.
Базовым показателем для прогнозирования расходов является фактические затраты 2006 года.
Прогноз затрат осуществлялся с учетом инфляционного роста цен.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
66
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Прогноз величины чистого денежного потока
Следует отметить, что, поскольку для дисконтирования применялась долларовая ставка
дисконтирования, то полученный рублевый денежный поток был переведен в долларовый с
учетом прогнозируемого номинального курса доллара. Расчет чистого денежного потока и
результаты расчетов проводимых в рамках доходного подхода по каждому оцениваемому
обществу приведены в соответствующих Приложениях к Отчету.
Выбор ставки дисконтирования
Величина ставки дисконтирования связана с ожидаемым инвестиционным риском. Концепция
риска предполагает, что все инвестиции находятся в промежутке между полной уверенностью
в окупаемости денежных средств (нулевой риск) и полной неуверенностью в их окупаемости
(бесконечный риск). При рассмотрении двух инвестиционных возможностей, обещающих
равную ожидаемую доходность в денежном выражении, инвестор обычно предпочитает
инвестиции с наименьшей степенью риска или, напротив, рассчитывает на более высокую
доходность по инвестициям с более высокой степенью риска.
Выбор ставки дисконтирования зависит от типа денежного потока, используемого для оценки.
Поскольку при оценке используется бездолговой денежный поток, в качестве ставки
дисконтирования оценщики применили величину средневзвешенной стоимости капитала
(Weighted Average Cost of Capital Concept) после налогообложения.
Средневзвешенная стоимость капитала учитывает в себе все риски, связанные с
финансированием инвестиций в бизнес предприятия, как из собственных источников
финансирования, так и за счет заемных средств. Стоимость финансирования инвестиций в
предприятие за счет собственного капитала (стоимость собственного капитала) отражает все
риски, присущие инвестициям в виде акционерного капитала, в то время как стоимость
финансирования за счет заемных средств выражается в процентной ставке, по которой
предприятию предоставляют кредитные ресурсы.
Средневзвешенная стоимость капитала рассчитывается по формуле:
WACC = (1 − t ) × D d × Wd + D e × We
где:
WACC
t
Dd
Wd
-
средневзвешенная стоимость капитала;
-
ставка налога на прибыль;
-
стоимость заемного капитала;
De
-
доля заемного капитала;
-
стоимость собственного капитала;
We
-
доля собственного капитала.
При расчете средневзвешенной стоимости капитала, доли заемных и собственных средств в
структуре капитала, в соответствии с Методологией, были рассчитаны следующим образом:
„
Определена начальная (текущая) структура капитала компании на основе
балансовых данных по состоянию на дату оценки. Данная структура капитала
применяется для расчетов ставки дисконтирования для первого прогнозного
периода.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
67
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
Далее был определен горизонт, в течение которого будет возможно осуществить
переход на оптимальную структуру капитала (подробное описание приведено
далее в тексте Отчета).
„
Для определения оптимального соотношения долга и собственного капитала был
использован среднеотраслевой коэффициент D/E для гидроэлектростанций.
„
Значение соотношения заемных и собственных средств в период изменения
структуры капитала рассчитывалось с применением линейной интерполяции.
Определение стоимости собственного капитала
Для определения стоимости собственного капитала применялась модель оценки капитальных
активов (САРМ). Формула CAPM, применительно к российской практике выглядит следующим
образом:
R e = R f + β × (R m − R f ) + S 1 + S 2 + S 3
где:
Re
Rf
β
Rm-Rf
S1
S2
S3
–
–
–
–
–
–
–
ожидаемая инвестором ставка дохода (на собственный капитал);
безрисковая ставка (в США);
коэффициент бета;
рыночная премия за риск акционерного капитала (в США);
премия за страновой риск (Россия в сравнении с США);
премия за малую капитализацию;
премия за специфический риск оцениваемой компании.
Расчет стоимости собственного капитала указанным методом начинается с определения
безрисковой ставки. К данной величине затем прибавляется премия за риск акционерного
капитала, умноженная на коэффициент «бета»; премия за страновой риск, премия, присущая
компаниям с небольшой капитализацией, а также премия за специфический риск оцениваемой
компании.
Далее будет рассмотрен порядок расчета каждого элемента ставки дисконтирования в
отдельности.
Определение безрисковой ставки
Безрисковое вложение средств подразумевает то, что инвестор независимо от экономических,
политических, социальных и иных изменений в стране получит на вложенный капитал именно
тот доход, на который он рассчитывал в момент инвестирования средств. К таким вложениям
относятся инвестиции в государственные долговые обязательства. В качестве безрисковой
ставки, как правило, используется норма доходности по долгосрочным правительственным
облигациям страны с высоким инвестиционным рейтингом со сроком погашения равным сроку
жизни предприятия.
В целях настоящей оценки в качестве безрисковой ставки принимается средняя доходность к
погашению облигаций Казначейства США с 30-летним сроком погашения на дату оценки,
которая составила 4,84%13.
13
Источник: сайт Федеральной резервной системы США.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
68
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Определение рыночной премии за риск акционерного капитала
Премия за риск акционерного капитала (equity risk premium) отражает расхождение в
доходности, представленное превышением доходности корпоративных акций над доходностью
по казначейским обязательствам США.
Для определения риска инвестирования в акции американских компаний по сравнению с
казначейскими
облигациями
США
были
использованы
данные
по
разнице
среднегеометрических значений премий за риск вложений в акции и облигации в США за
последний 41 год14. Величина премии составила 3,25% годовых.
Рыночная премия представляет собой дополнительный доход, который необходимо добавить к
безрисковой ставке, чтобы компенсировать инвестору дополнительный риск, связанный с
инвестированием в акции компании.
Определение премии за страновой риск
Для расчета премии за страновой риск оценщики использовали спэрд доходности к погашению
на дату оценки долгосрочных облигаций РФ (Еврооблигации России 2030) и 30-ти летних
облигаций США, умноженный на 1,5 – поправка на дополнительный риск рынков акций
развивающихся стран. Для расчета принято среднее значение за период с 1 апреля 2006 г. по 1
апреля 2007 г., умноженный на поправочный коэффициент на дополнительный риск рынков
акций развивающихся стран, равный 1,515. Таким образом, премия за страновой риск составила
1,48%.
Определение коэффициента бета
В модели САРМ риск разделяется на две категории: систематический риск и несистематический
риск. Систематический риск представляет собой риск, связанный с изменением ситуации на
фондовых рынках в целом в связи с изменением таких макроэкономических и политических
факторов, как процентные ставки, инфляция, изменение государственной политики и т.д.
Данные факторы напрямую оказывают влияние на все компании, поскольку они затрагивают
экономические и рыночные условия, в которых действуют все предприятия.
Систематический риск учитывается в модели САРМ с помощью коэффициента бета.
Коэффициент бета отражает амплитуду колебаний цен на акции конкретной компании
(отрасли) по сравнению с изменением цен на акции по всем компаниям на фондовом рынке.
Таким образом, компания, коэффициент бета которой больше единицы, является более
рисковой, чем «средняя» компания, в то время как значение бета ниже единицы указывает на
меньшую изменчивость цены и, следовательно, меньший риск, чем на рынке в целом.
Несистематический риск связан с отдельными финансовыми и операционными
характеристиками данного конкретного предприятия. Несистематический риск может быть
разделен на два типа:
14
15
„
риск бизнеса, связанный с возможностью предприятия достичь ожидаемого уровня
прибыли в связи с неопределенностью таких факторов, как уровень доходов и
затрат, конкуренция, уровень менеджмента и т.д.
„
финансовый риск, связанный с финансовой структурой бизнеса (такими
показателями как, например, ликвидность, сумма долга и фиксированных
обязательств).
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/histretSP.xls
Источник: Damodaran Online.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
69
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Необходимость расчета и использования коэффициента бета заключается в том, что акции
различных компаний обладают неодинаковой чувствительностью к макроэкономическим
факторам. Более низкая чувствительность к систематическому риску предполагает и более
низкую рыночную премию.
Как правило, коэффициент бета рассчитывают на основе ретроспективной информации с
фондового рынка за последние 5-10 лет. При этом предполагается, что значение бета
сохранится на данном уровне и в дальнейшем прогнозном периоде.
На первом этапе нами рассчитывается среднее значение бета, очищенной от эффекта
финансового рычага (Unlevered Beta), которая служит показателем предпринимательского
риска. Формула расчета среднего значения бездолговой беты выглядит следующим образом:
β сред U
где:
βсредU
βiL
t
D
E
–
–
–
–
–
⎛ i ⎛
Di
i
⎜
⎜
β
/
1
+
(
1
+
)
×
t
∑i ⎜ L ⎜
Ei
⎝
⎝
=
n
⎞⎞
⎟⎟ ⎟
⎟
⎠⎠
среднее значение коэффициента бета без долговой нагрузки;
коэффициент бета с долговой нагрузкой для i-той компании16, i=1,…,n;
предельная ставка налога на прибыль для i-той компании, i=1,…,n;
рыночная стоимость заемного капитала для i-той компании, i=1,…,n;
рыночная стоимость собственного капитала для i-той компании, i=1,…,n.
Значение среднего коэффициента бездолговой беты составило 0,49.
На следующем этапе были рассчитаны коэффициенты бета с учетом целевого соотношения
долга и собственного капитала предприятия в каждом прогнозном периоде (Relevered Beta) по
следующей формуле:
⎛
⎝
β RL = β Uсред × ⎜1 + (1 − t ) ×
где:
βRL
βсредU
t
D/E
D⎞
⎟
E⎠
– коэффициент бета с учетом рассчитанного финансового рычага оцениваемой
компании;
– среднее значение коэффициента бета без учета финансового рычага по
сопоставимым компаниям (для гидроэнергетических компаний США составляет
0,49; обоснование приведено выше);
– налоговая ставка, используемая налоговой компанией (24% в соответствии с
действующим законодательством);
– показатель отношения заемных и собственных средств (текущий или в
соответствии с целевой структурой).
На основе данного коэффициента мы рассчитали рычаговый коэффициент бета для генерирующих компаний. При этом мы учитывали российскую ставку налога на прибыль (24%), а также
структуру капитала Общества для каждого года прогнозного периода.
При определении структуры капитала Общества мы исходили из следующего:
„
структура капитала в 2007 г. была принята равной фактической структуре,
сложившейся на Дату оценки;
16
В данном случае для расчета рассматривались данные по гидроэнергетическим компаниям США (Bloomberg, данные за
2005 год – предоставлены компанией Deloitte).
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
70
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
в 2011 г. структура капитала Общества достигнет целевого значения,
соответствующего отношению долга к собственному капиталу для компаний
энергетической отрасли США;
„
переход структуры капитала Общества от ее фактического значения к целевому
будет осуществляться в соответствии с ростом доли свободного рынка,
информация о котором приведена в разделе «Общие макроэкономические и
отраслевые допущения» настоящего Отчета.
Значения коэффициентов бета и структуры капитала Общества приведены в Приложении к
Отчету.
Премия за малую капитализацию
Необходимость введения данной поправки обуславливается тем, что при вложениях в
небольшие компании инвесторы требуют большую компенсацию за риск, нежели при вложении
в крупные компании. Это связано, прежде всего, с теми преимуществами, которые имеет
крупная компания: относительно более легкий доступ к финансовым рынкам при
необходимости привлечения дополнительных ресурсов, а также большая стабильность бизнеса,
по сравнению с малыми конкурентами. Относительно небольшие фирмы имеют более
неустойчивую динамику развития, чем их крупные отраслевые конкуренты. Именно в связи с
этим инвесторы требуют дополнительную норму дохода для покрытия риска, возникающего в
связи с малостью размера компании.
Показатель премии за риск инвестирования в компании с той или иной капитализацией
рассчитывается как разница между средней исторической доходностью по инвестициям на
фондовом рынке США и средней исторической доходностью по инвестициям в бизнес таких
компаний.
Премия за размер компании: результаты многочисленных исследований свидетельствуют о
том, что у более мелких компаний норма прибыли выше, чем у более крупных компаний.
Результаты исследований в этой области, проведенных компанией Ibbotson, приведены в
таблице ниже.
Таблица 20. Расчет долгосрочной прибыли сверх CAPM для портфелей десятичных групп
NYSE/AMEX/NASDAQ (1926-2005 гг.)
Рыночная капитализация
(в миллионах долл. США)
Десятичные группы
наименьших компаний
наибольших компаний
Премия за размер
(прибыль сверх CAPM)
1- максимальное значение
16 091,02
367 495,14
-0,36%
2
7 189,89
16 016,45
0,65%
3
3 969,00
7 187,24
0,81%
4
2 525,47
3 961,43
1,03%
5
1 729,36
2 519,28
1,45%
6
1 282,28
1 728,89
1,67%
7
872,44
1 280,97
1,62%
8
587,24
872,10
2,28%
9
265,06
586,39
2,70%
10 — минимальное значение
1,08
264,98
6,27%
предельно малая капитализация
(группа 10а)
169,25
264,98
4,35%
предельно малая капитализация
(группы 10b)
1,08
169,20
9,68%
Источник: Ibbotson Associates, ежегодник за 2007 год.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
71
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Премия за специфический риск
Премия за специфический риск отражает дополнительные риски, связанные с инвестированием
в компанию, которые не были учтены в коэффициенте бета и премии за страновой риск.
Основными факторами, оказывающими
энергетической отрасли, являются:
влияние
на
специфический
риск
компаний
„
зависимость от ключевых сотрудников;
„
качество корпоративного управления;
„
зависимость от ключевых потребителей электроэнергии и тепла;
„
зависимость от ключевых поставщиков;
„
конкурентная среда;
„
ограничение доступа к заемному капиталу;
„
падение спроса на электроэнергию в результате внедрения энергосберегающих
технологий;
„
риск замедления реформы электроэнергетики.
Для определения премии за специфический риск, оценщики проанализировали все риски,
присущие компаниям энергетического сектора и, в частности, гидроэнергетике. В результате
анализа было принято решение, что специфический риск ОАО «Зейская ГЭС» равен 3%.
Определение стоимости заемного капитала
Для расчета стоимости долговых обязательств мы выполнили следующие процедуры:
„
проанализировали статистические данные ЦБ РФ (в частности, ставки процента по
кредитам, предоставленным нефинансовым организациям в 2006 г., в долларах
США на срок свыше 1 года);
„
проанализировали значения рыночных спредов для корпоративных облигаций
(Corporate Bond Market Yield) с соответствующим международным рейтингом к
безрисковым вложениям на Дату оценки;
„
провели оценку условного международного рейтинга ДЗО ОАО «ГидроОГК».
В результате нами были выведены значения принимаемой стоимости заемных средств в
зависимости от размера компании, в таблице ниже приведены данная зависимость.
Таблица 21. Зависимость принимаемой стоимости заемных средств от размера компании
Размер компании
Стоимость заемных средств
Крупная (установленная мощность более 1 000 МВт)
7,3%
Средняя (установленная мощность от 400 до 1 000 МВт)
8,1%
Мелкая (установленная мощность до 400 МВт)
10%
Источник: анализ оценщиков.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
72
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Расчет средневзвешенной стоимости капитала (WACC)
При расчете средневзвешенной стоимости капитала, необходимо использовать стоимость
банковских кредитов за вычетом налогов. WACC определяется путем суммирования
произведений стоимости собственного капитала на удельный вес собственного капитала в
общей структуре капитала и стоимости банковских кредитов за вычетом налогов на удельный
вес банковских кредитов в общей структуре капитала.
Результаты расчета средневзвешенной стоимости капитала, а также обоснование
специфического риска компании при расчете ставки дохода на собственный капитал, по
каждому оцениваемому обществу будут приведены в соответствующих Приложениях к данному
Отчету.
Расчет терминальной стоимости
Остаточная стоимость отражает величину ожидаемых денежных потоков в постпрогнозном
периоде. Результаты деятельности компании в постпрогнозном периоде характеризуются
стабильной степенью роста выручки и стабильной нормой прибыльности. Предполагается, что
денежный поток оцениваемой компании в постпрогнозном периоде будет характеризоваться
следующим образом:
„
более низкая степень риска по сравнению с периодом роста;
„
отдача на капитал, близкая или равная стоимости инвестированного капитала;
„
финансовый рычаг, близкий или равный среднеотраслевому показателю.
При определении величины денежного потока в постпрогнозном периоде предполагается, что
капитальные вложения будут направлены на замену выбывающих и поддержание
существующих основных средств, то есть капитальные вложения в постпрогнозном периоде
равны амортизационным отчислениям.
предприятия на начало постпрогнозного периода представляет собой
стоимость денежных потоков за все периоды, которые остаются за рамками прогнозного
периода. Стоимость компании на начало постпрогнозного периода определяется в данной
работе с помощью модели Гордона по следующей формуле:
Терминальная стоимость
TV =
CFn adj * (1 + g )
,
r−g
где:
CFnadj*(1+g) - скорректированный денежный поток в год, следующий за последним годом
прогнозного периода;
r
- ставка дисконтирования (равна средневзвешенной стоимости капитала на
конец прогнозного периода);
g
- ожидаемые темпы роста в постпрогнозном периоде (соответствует
долгосрочному прогнозу инфляции для доллара США).
Денежный поток в постпрогнозном периоде
Метод дисконтированных денежных потоков предусматривает деление временного интервала
на: прогнозный период, в течение которого явно прогнозируются все компоненты денежного
потока от деятельности компании и их изменения, и постпрогнозный период, для которого
принимается допущение, что денежный поток стабилизировался, а все его возможные
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
73
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
изменения интегрируются в терминальной ставке капитализации в виде единой поправки к
ставке дисконтирования (модель Гордона).
Величина денежного потока в постпрогнозном периоде базируется на степени роста выручки,
прибыльности от операционной деятельности, эффективной налоговой ставке, амортизации,
капитальных вложениях и изменениях в оборотном капитале. Денежный поток в постпрогнозном периоде рассчитывается на основе следующих допущений:
„
рост выручки равен долгосрочному прогнозу инфляции для России;
„
прибыльность от операционной деятельности равна прибыльности в последний год
прогноза;
„
эффективная налоговая ставка равна эффективной налоговой ставке в последний
год прогноза;
„
объем капитальных вложений будет равен амортизационным отчислениям;
„
величина оборотного капитала равна величине оборотного капитала в последний
год прогноза, скорректированной на долгосрочный темп роста денежного потока в
постпрогнозный период.
Расчет поправки на нормализацию амортизационных отчислений
Как следует из теории оценки, модель постпрогнозной стоимости предполагает равенство в
постпрогнозный период амортизации и капвложений. Однако, такое равенство в реальности
единомоментно (на начало постпрогнозного периода) достигнуть невозможно. В связи с
данным обстоятельством, в период нормализации амортизационных отчислений до уровня
капвложений, Общество будет «переплачивать» налог на прибыль. Этот факт необходимо
учесть, рассчитав поправку на нормализацию амортизационных отчислений.
В целях единообразного подхода к определению величины поправки, в соответствии с
Методологией, используется следующий алгоритм расчета:
„
определяется период нормализации (срок, в течение которого происходит полная
амортизация активов, находящихся на балансе на начало постпрогнозного
периода) на основе данных о балансовой стоимости и нормы амортизации ОС;
„
на протяжении периода нормализации амортизационные отчисления равномерно
приводятся к уровню нормализованных капитальных вложений, начиная от
расчетного уровня амортизационных отчислений за последний прогнозный год;
„
рассчитывается поправка, вычитаемая из терминальной стоимости, которая
учитывает «переплаченный» налог на прибыль, как сумма дисконтированных
разниц между величинами капвложений и амортизационных отчислений в течение
периода нормализации умноженная на величину налога на прибыль (0,24).
Расчет поправки на нормализацию амортизационных отчислений приведен в Приложении к
настоящему Отчету.
Расчет стоимости собственного капитала Общества на основании
доходного подхода
Стоимость инвестированного капитала рассчитывается как сумма дисконтированных денежных
потоков за период прогноза (2007-2020 гг.) и стоимости предприятия в постпрогнозный период
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
74
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
(терминальной стоимости), дисконтированной на дату оценки, а также активов (обязательств),
стоимость которых не была учтена при прогнозировании денежного потока. Следует отметить,
что коэффициенты текущей стоимости в прогнозном периоде рассчитывались на середину
периода в предположении о равномерном распределении денежного потока в течение года.
Оценка собственного капитала основывается на результатах расчета
инвестированного капитала методом дисконтированных денежных потоков.
стоимости
Для получения стоимости собственного капитала компании необходимо скорректировать
величину текущей стоимости полученных бездолговых денежных потоков на сумму чистого
долга компании по состоянию на дату оценки, а также на величину забалансовых обязательств.
Сумма чистого долга компании рассчитывается как сумма полученных компанией кредитов и
займов за вычетом суммы денежных средств и краткосрочных финансовых вложений, а также
кредитов и займов, выданных компанией другим предприятиям.
Глава 8. Определение рыночной стоимости собственного капитала оцениваемого Общества на основе доходного подхода
75
Глава
9
О возможности применения сравнительного
подхода для определения рыночной стоимости
акций Общества
Сравнительный подход для определения рыночной стоимости акций ОАО «Зейская ГЭС» не
применялся, что вызвано следующими причинами:
„
значительные различия в объеме и степени диверсификации деятельности компанийаналогов (большая часть ведущих мировых энергетических компаний получает
существенные доходы от газового бизнеса);
„
высокий уровень спекулятивности торгов акциями компаний-аналогов;
„
отсутствие прозрачности и большой диапазон цен сделок с энергетическими активами;
„
существенные отличия в тарифном регулировании в разных странах.
76
Глава
10
Окончательное суждение о рыночной стоимости
Объекта оценки
Заключение о стоимости 1 обыкновенной и 1 привилегированной
акции в составе 100% пакета акций ОАО «Зейская ГЭС»
Результаты расчета рыночной стоимости объектов оценки приведены в таблице ниже.
Таблица 22. Результаты расчета рыночной стоимости объектов оценки
Название компании
Расчетная стоимость
100% пакета акций,
руб.
Количество акций
в 100% пакете,
шт.
ОАО «Зейская ГЭС»
10 938 108 780
1 036 827 943
В том числе
Акции
обыкновенные,
шт.
Акции
привилегированн
ые, шт.
809 803 089
227 024 854
Продолжение
Название компании
Рыночная стоимость одной
обыкновенной акции, руб.
Рыночная стоимость одной
привилегированной акции, руб.
ОАО «Зейская ГЭС»
10,75
9,84
Источник: расчеты оценщиков.
77
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Глава
11
Сведения об оценщиках и сертификат качества
оценки
Сведения об оценщиках, состав выполненных ими работ
— руководитель департамента оценки. Действительный член Российского
общества оценщиков. Член экспертного совета Российского общества оценщиков.
Председатель экспертного совета Санкт-Петербургского отделения Российского общества
оценщиков. Арбитр судебной палаты Санкт-Петербургского международного коммерческого
арбитража по спорам в сфере недвижимости и оценки. Стаж работы в качестве
профессионального оценщика — 10 лет.
Эдомский С. Р.
Рецензирование Отчета. Определение скидок и премий, частные допущения, описание
соответствующих разделов Отчета.
— заместитель руководителя департамента оценки. Действительный член
Российского общества оценщиков. Стаж работы в качестве профессионального оценщика —
9 лет.
Богатова Е.М.
Ответственный исполнитель Отчета, сбор информации, общее руководство работами по
оценке, разработка общей концепции Отчета, прогноз натуральных показателей реализации
электроэнергии, формирование ограничивающих условий и обстоятельств, описание
соответствующих разделов Отчета, рецензирование Отчета.
— к.т.н., доцент, старший оценщик-консультант. Действительный член Российского
общества оценщиков. Член экспертного совета Российского общества оценщиков. Член
Правления Российского общества оценщиков. Председатель Правления Санкт-Петербургского
отделения Российского общества оценщиков. Арбитр судебной палаты Санкт-Петербургского
международного коммерческого арбитража по спорам в сфере недвижимости и оценки. Стаж
работы в качестве профессионального оценщика — 12 лет.
Бухарин Н. А.
Прогнозирование затрат на ремонт, прогноз капитальных вложений, выявление
ценообразующих параметров станций в рамках затратного подхода, оценка строящихся
станций.
Журавлева А. С. – руководитель отдела оценки бизнеса, ведущий оценщик. Стаж работы в
качестве профессионального оценщика - 7 лет.
Оценка в рамках сравнительного подхода, расчет ставки дисконтирования, описание
макроэкономического анализа и внешнего окружения, описание соответствующих разделов
Отчета.
Бурдаева Е. А. — заместитель руководителя отдела оценки бизнеса, стаж работы в области
профессиональной оценки – 3 года.
Глава 11. Сведения об оценщиках и сертификат качества оценки
78
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Формирование расчетной модели, прогнозирование тарифов, расчет рыночной стоимости
оцениваемого общества в рамках доходного подхода, описание соответствующих разделов
Отчета.
Панкратова Е. О. ––
оценщик, стаж работы в области профессиональной оценки – 4,5 года.
Формирование Отчета.
Васильева П. С. —
оценщик, стаж работы в области профессиональной оценки – 2 года.
Расчет рыночной стоимости оцениваемого общества в рамках доходного подхода, описание
соответствующих разделов отчета.
Линдквист А. Э. – оценщик,
стаж работы в области профессиональной оценки – 2 года.
Расчет рыночной стоимости оцениваемого общества в рамках доходного подхода, описание
соответствующих разделов отчета.
Евстафьева Е.М. – оценщик.
Расчет рыночной стоимости оцениваемого общества в рамках доходного подхода, описание
соответствующих разделов отчета.
Синева О.Н. – оценщик.
Расчет рыночной стоимости оцениваемого общества в рамках доходного подхода, описание
соответствующих разделов отчета.
Назарова И.В. – оценщик.
Расчет рыночной стоимости оцениваемого общества в рамках доходного подхода, описание
соответствующих разделов отчета.
Баканова Л. Е.
- специалист отдела оценки.
Расчет рыночной стоимости оцениваемого общества в рамках доходного и затратного
подходов, описание соответствующих разделов отчета.
Жучкова И. А. —
помощник оценщика.
Расчет инфраструктурных платежей, написание разделов Отчета «Документы, определяющие
качественные и количественные характеристики Объектов оценки», «Сведения об оценщиках»,
«Перечень приложений».
Домрачева Е. А. - помощник
оценщика.
Сбор информации и расчеты по сравнительному подходу, описание соответствующих разделов
отчета.
Сертификат оценки
(Заявление авторов о качестве работы, добросовестности участников и распределении
профессиональной ответственности)
Мы, нижеподписавшиеся, настоящим удостоверяем, что:
Глава 11. Сведения об оценщиках и сертификат качества оценки
79
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
„
изложенные в отчете факты соответствуют действительности;
„
оценщики предприняли все возможные шаги с тем, чтобы, путем применения
установленных процедур, получить результаты, в максимальной мере
обоснованные с учетом существенных ограничивающих обстоятельств, к которым,
в первую очередь необходимо отнести неразвитость российского фондового рынка
и недостаточный уровень развития в России статистики, необходимой для
выполнения существенно доказательных оценок;
„
сделанный анализ, высказанные мнения и полученные выводы действительны
исключительно в пределах оговоренных в настоящем Отчете допущений и
ограничивающих условий и являются нашими персональными, непредвзятыми
профессиональными анализами, мнениями и выводами;
„
у нас нет личной заинтересованности, или какой бы то ни было предвзятости в
подходе к оценке объектов, рассматриваемых в настоящем Отчете, или в
отношении сторон, имеющих к ним отношение;
„
размер вознаграждения за работу по оценке изначально определен в договоре на
оценку и не зависит от расчетного значения рыночной стоимости;
„
никто, кроме упомянутых выше лиц, не
профессиональной помощи в выполнении работ.
оказывал
нам
существенной
15 июня 2007 г.
Руководитель департамента оценки
Эдомский С. Р.
Заместитель руководителя департамента оценки
Богатова Е. М.
Настоящий отчет подписан оценщиками лично в моем присутствии
Именно они несут персональную профессиональную ответственность за качество работы.
Юридическую ответственность перед Заказчиком несет ООО «Институт проблем
предпринимательства».
Исполнительный директор
Консорциума оценщиков
Глава 11. Сведения об оценщиках и сертификат качества оценки
Романовский В.Б.
80
Глава
12
Перечень нормативных документов и
использованной литературы
1.
Федеральный закон № 135-ФЗ от 29.07.1998 г. «Об оценочной деятельности в
РФ».
2.
Стандарты оценки,
06.07.2001 г. №519.
3.
Федеральный закон № 208-ФЗ от 26 декабря 1995 г. «Об акционерных
обществах».
4.
Трудовой Кодекс РФ.
5.
Федеральный закон № 129-ФЗ от 21.11.1996 г. «О бухгалтерском учете».
6.
Приказ Федеральной службы по тарифам от 15 февраля 2005 г. № 22-э/5 «Об
утверждении Методических указаний по определению размера платы за
технологическое присоединение к электрическим сетям».
7.
Приказ Федеральной службы по тарифам от 21 марта 2006 г. № 56-э/1 «Об
утверждении Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче
электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической
сети».
8.
Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 27 сентября 2005 г.
№ 264 «Об утверждении нормативов технологических потерь электрической
энергии в единой национальной (общероссийской) электрической сети на 2006 г.».
9.
Приказ Федеральной службы по тарифам от 27 июня 2006 г. № 144-э/2 «Об
утверждении тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой
национальной электрической сети, оказываемые ОАО «Федеральная сетевая
компания Единой энергетической системы».
утвержденные
Постановлением
Правительства
РФ
от
10. Приказ Федеральной службы по тарифам от 6 декабря 2005 г. № 587-э/9 «Об
утверждении тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой
национальной электрической сети, оказываемые ОАО «Федеральная сетевая
компания Единой энергетической системы».
11. Общероссийский классификатор основных фондов ОК 013-94 (утв. постановлением
Госстандарта РФ от 26 декабря 1994 г. № 359).
12. Международные стандарты оценки-2005.
81
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
13. Межрегиональный информационно-аналитический бюллетень «Индексы цен в
строительстве» Ко-Инвест.
14. Методические
рекомендации, опубликованные в
оценщик», подшивка за 1996 — 2001 гг., Москва, РОО.
бюллетене
«Российский
15. Методический журнал «Вопросы оценки», Москва, РОО.
16. Фишмен Джей, Пратт Шэннон, Гриффит Клиффорд, Уилсон Кейт «Руководство по
оценке стоимости бизнеса», М.: ЗАО «КВИНТО-КОНСАЛТИНГ», 2000 г.
17. Десмон Гленн М., Келли Ричард Э. «Руководство по оценке бизнеса», М., РОО,
1996 г.
18. Коупленд Т., Коллер Т., Муррин Дж. McKinsey & Company, «Стоимость компаний:
оценка и управление», М., ЗАО «Олимп-Бизнес», 1999 г.
19. Григорьев В.В., Федотова М.А. «Оценка предприятия», М., Инфра-М, 1997 г.
20. Шеннон П. Пратт «Оценка бизнеса. Анализ и оценка закрытых компаний».
21. Материалы журналов «Эксперт».
22. Материалы информационных агентств и печатных изданий.
Глава 13. Перечень нормативных документов и использованной литературы
82
Подготовлено для ОАО РАО «ЕЭС России»
Глава
13
Перечень приложений
1.
Приложение 1. Копии документов Исполнителя и оценщиков.
2.
Приложение 2. Результат расчета рыночной стоимости 100% собственного капитала
Общества.
83
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
К ОТЧЕТУ № 684/07
КОПИИ ДОКУМЕНТОВ ИСПОЛНИТЕЛЯ И ОЦЕНЩИКОВ
Исполнитель: ООО «Институт проблем предпринимательства»
Санкт-Петербург
2007 год
84
85
86
87
88
ПРИЛОЖЕНИЕ К ОТЧЕТУ № 684/07
Исполнитель: ООО «Институт проблем предпринимательства»
Санкт-Петербург
2007 год
89
Глава
1
Общие положения
В данном Приложении приводятся результаты оценки рыночной стоимости 100% собственного
капитала ОАО «Зейская ГЭС» — (далее — Общество). Методики расчета, основные
предположения, используемые в расчетах, общие положения для проведения оценки, перечень
предоставленной информации, перечень нормативных документов и используемой для оценки
литературы, приведены в основном тексте Отчета.
90
Глава
2
Ограничивающие условия и обстоятельства,
существенные предположения и допущения
частного характера
В данном Приложении приводятся лишь результаты проведенных оценщиками расчетов с
кратким описанием Общества. Подробное описание всех подходов и методов приведено в
основном тексте Отчета.
С 1 октября 2006 года основным видом деятельности ОАО «Зейская ГЭС» является сдача в
аренду имущества, используемого для производства электроэнергии и предоставления услуг по
содержанию и эксплуатации и ремонту имущества, используемого для производства
электроэнергии. С учетом описанных допущений в основном тексте Отчета при расчете
рыночной стоимости ОАО «Зейская ГЭС» методом дисконтированных денежных потоков, расчет
валовой выручки ГЭС оценщиками проводился из предположения самостоятельной работы
станции на ОРЭ, при этом численно полученная в финансовой модели выручка будет равна
выручке по заключенным договорам.
91
Глава
3
Описание оцениваемого Общества
Общие сведения
Полное наименование: Открытое акционерное общество «Зейская ГЭС»;
Сокращенное наименование: ОАО «Зейская ГЭС»;
Реквизиты Общества:
ИНН 2805002685;
р/с 40702810003000000157;
в Зейском филиале ОАО «Азиатско-Тихоокеанский Банк»;
к/с 30110810300000000765;
БИК 041012765;
Юридический адрес: Российская Федерация, Амурская обл., г. Зея;
Почтовый адрес: 676244, Российская Федерация, Амурская обл., г. Зея;
Дата государственной регистрации: 22 марта 1993 г.;
Балансовая стоимость акций (Уставный капитал): 1 036 827 943 (Один миллиард тридцать
шесть миллионов восемьсот двадцать семь тысяч девятьсот сорок три) рубля;
Количество обыкновенных именных бездокументарных акций: 809 803 089
(Восемьсот девять миллионов восемьсот три тысячи восемьдесят девять) шт.;
Номинальная стоимость одной обыкновенной именной бездокументарной акции:
1 (Один) рубль.
Количество привилегированных акций: 227 024 854 (Двести двадцать семь миллионов
двадцать четыре тысячи восемьдесят пятьдесят четыре) шт.;
Номинальная стоимость одной привилегированной акции: 1 (Один) рубль.
У ОАО «Зейская ГЭС» имеется дочернее и зависимое общества ОАО «РЭМИК», место
нахождения: г. Зея, пер. Промышленный, 11. Размер доли участия ОАО «Зейская ГЭС» в
уставном капитале дочернего общества: 100%. Основной вид деятельности дочернего
общества: монтаж, наладка и ремонт оборудования и объектов. ОАО «РЭМИК» осуществляет
85 % монтажа, наладки и ремонта оборудования и объектов Зейской ГЭС.
Акционерный капитал Общества
Структура акционерного капитала
Таблица 23. Структура акционерного капитала ОАО «Зейская ГЭС» по состоянию на
01.04.2007 г. в процентном выражении
Структура акционерного капитала
Наименование акционера
Доля в Уставном капитале, %
ОАО «ГидроОГК»
56,39%
ГУП «Дагестанавтодор»
2,57%
Alecta (швед.пенс.фонд)
3,47%
ИнтерфинКапитал
2,33%
SEB
2,30%
Центрокредит
2,04%
ЗАО «Депозитарно-Клиринговая Компания»
14,52%
92
Структура акционерного капитала
Прочие акционеры владеющие менее 2% акций Общества
16,38%
Итого
100%
Источник: данные Общества.
Дивидендная история
Таблица 24. Дивидендная история ОАО «Зейская ГЭС»
Тип акций
Период, за который выплачиваются объявленные
дивиденды
2003 г.
2004 г.
2005 г.
9 месяцев
2006 г.
0,0445
0,0226
0,035127
0,0177431
Общий размер дивидендов, объявленных
(начисленных) на акции данной категории, руб.
36 036 239
18 301 550
28 445 954
14 368 413
Общий размер дивидендов, фактически выплаченных
по акциям данной категории, тыс. руб.
35 919 561
18 204 456
28 277 999
-
0,0445
0,0226
0,035127
0,0177431
Общий размер дивидендов, объявленных
(начисленных) на акции данной категории, руб.
10 102 605
5 130 762
7 974 703
4 028 125
Общий размер дивидендов, фактически выплаченных
по акциям данной категории, руб.
9 807 713
4 966 707
7 668 862
-
обыкновенные
Размер дивидендов, объявленных (начисленных) на
одну акцию, руб.
привилегированные тип: А
Размер дивидендов, объявленных (начисленных) на
одну акцию, руб.
Источник: данные Общества.
Причинами выплаты дивидендов не в полном объеме за рассматриваемые периоды являются
неверные, неполные либо устаревшие данные о банковских реквизитах и почтовых адресах
акционеров.
Описание производственных характеристик Общества
Таблица 25. Краткая историческая справка
Наименование
Зейская ГЭС
Год начала строительства станции
1964
Год запуска первого агрегата
1975
Год ввода последнего агрегата станции
1980
Год выхода на проектную мощность
1980
Источник: данные Общества.
Таблица 26. Основные характеристики ГЭС ОАО «Зейская ГЭС»
Параметр
Местоположение
Тип плотины
Зейская ГЭС
г. Зея Амурская Область.
Бетонная массивно-крнтрфорсная
Установленная мощность, МВт
1 330
Располагаемая мощность, МВт
1 330
Ограничения выдачи мощности:
Пиковая нагрузка 2006 г., МВт
Причины отклонения пиковой нагрузки от УМ
Среднемноголетняя выработка, млн кВтч
Среднемноголетний КИУМ, %
Глава 3. Описание оцениваемого Общества
нет
1 020
Внешняя инициатива
5 166
44
93
Параметр
Зейская ГЭС
Расчетный максимальный сбросной расход через
гироузел при обеспеченности притока 0,01%, м3/с
10 800
Суммарный (водосброс + агрегаты) максимальный
расход через гидроузел, м3/с
2 950
Источник: данные Общества.
Зейская ГЭС – это первая крупная гидроэлектростанция Дальнего Востока, построенная в
районе с резко континентальным климатом и годовой амплитудой температур до 80° С.
Зейская ГЭС уникальна, здесь впервые в мире установлены мощные (по 220 МВт) поворотнолопастные диагональные турбины. Особенность их в том, что лопасти расположены к валу не
горизонтально, а под углом 45 градусов. Это дает возможность пускать машины и при низких
уровнях воды в водохранилище. Плотина оригинальна по конструкции: не сплошная бетонная,
а полая - бетонная контрфорсная. Полости между контрфорсами необходимы для создания
постоянного температурного режима, обеспечивающего более благоприятное напряженное
состояние плотины при значительных колебаниях температур наружного воздуха. Для ее
сооружения потребовалось гораздо меньше строительных материалов, чем для массивной. На
плотине Зейской ГЭС впервые в мире уложен кавитационно-стойкий бетон на крупном
заполнителе из гравия. Объем бетона по пусковому комплексу Зейской ГЭС составил половину
от проектного, а капиталовложения - менее 60% от полной стоимости строительства
гидроузла. Эти показатели являются исключительно высокими в отечественном
гидроэнергостроительстве.
Зейская ГЭС не только вырабатывает электричество, но и регулирует расход воды на реке Зее,
предотвращая наводнения в нижнем течении Зеи и Амура.
Зейская ГЭС
Рис. 7. Место расположения Зейской ГЭС
Глава 3. Описание оцениваемого Общества
94
Еще одной особенностью Зейской ГЭС является расположение ее в сейсмоопасной зоне.
Поэтому при строительстве плотины в ее тело заложили около полутора тысяч контрольноизмерительных приборов. На ГЭС установлен сейсмокомплекс нового поколения, который
фиксирует реакцию сооружения на сейсмособытия и позволяет определить положение
эпицентра колебаний. Даже при самых неблагоприятных условиях плотина способна
выдержать девятибалльное землетрясение и при этом будет иметь еще 18-процентный запас
прочности.
Основным видом деятельности ОАО «Зейская ГЭС» является производство электроэнергии.
Основным сырьем для производства электроэнергии является вода, аккумулированная в
Зейском водохранилище. Вся электроэнергия, отпускаемая с шин ОАО «Зейская ГЭС»,
продается на оптовый рынок энергии и мощности. Зейская ГЭС участвует в покрытии пиковых
нагрузок и регулировании частоты в ОЭС Востока.
Установленная и располагаемая мощность на начало и конец года соответствовала проектной
1 330 МВт, сезонные и технологических ограничений на станции нет. Оборудование станции
загружено полностью.
Договорная рабочая мощность на Зейской ГЭС определяется программой ремонтных работ
основного оборудования и сезонными ограничениями.
Коэффициент использования установленной мощности определяется в основном факторами:
режимом работы ГЭС, объемом стока воды реки и готовностью оборудования электростанции к
несению нагрузки.
С октября 2006 г. Общество не занимается выработкой тепло- и электроэнергии, эти функции
переданы ОАО «УК ГидроОГК». ОАО «Зейская ГЭС» эксплуатирует переданное в аренду
Управляющей компании оборудование.
Выдача мощности в систему производится по линиям электропередач на напряжении
220/500 кВ.
Основные активы Общества на дату оценки
Основу
имущественного
гидроэлектростанции.
комплекса
Общества
составляют
активы
Зейской
Имущественный комплекс ОАО «Зейская ГЭС» состоит из гидроэнергоузла, включая
вспомогательные объекты. Строительство Зейского гидроузла было вызвано необходимостью
защита долины р. Зеи от катастрофических наводнений и обеспечения устойчивого
энергоснабжения потребителей Амурской области, Хабаровского и Приморского краев.
В состав производственной базы, обеспечивающей деятельность ГЭС, входят здания подсобновспомогательного и управленческого назначения, включающие электрокотельную, насосную,
компрессорную, здание пилорамы, склады, здание хоздвора и другие.
Водохранилище, входящее в гидроузел Зейской ГЭС, является государственной собственностью
и не входит в состав рассматриваемого имущественного комплекса ОАО «Зейская ГЭС».
В состав основных сооружений гидроузла входят:
„
бетонная массивно-контрфорсная плотина;
„
приплотинное здание ГЭС;
„
ОРУ 500, 220 кВ.
Глава 3. Описание оцениваемого Общества
95
Таблица 27. Структура имущества ОАО «Зейская ГЭС»
Вид имущества
Первоначальная балансовая стоимость,
тыс. руб.
Остаточная балансовая стоимость,
тыс. руб.
735 943
561 412
10 525 311
8 298 463
1 557 420
607 135
18 596
6 637
Здания
Сооружения
Машины и оборудование
Транспорт
Прочие ОС
Итого
19 662
6 823
12 856 932
9 480 470
Источник: данные Общества.
Плотина
Таблица 28. Технические характеристики плотины
Параметр
Зейская ГЭС
массивно-контрфорсная
Тип плотины
НПУ, м
315,0 мБС
Строительный объем, куб. м, в т.ч.:
2 025 000
1967000
бетона
58000
ж/бетон сборный
Высота плотины, м
115
Длина по гребню, м
714,2
Ширина в основании, м
103,5
нет
Наличие дефектов плотины, проблемы эксплуатации
Источник: данные Общества.
Энергетическое оборудование
Таблица 29. Гидротурбины
Станцион
ный
номер
Тип (марка)
турбины
Заводизготовитель
Дата
ввода
Установленная
электрическая
мощность, МВт
1
Д45-2556-В600
ЛМЗ
11.1975
225
Год
Парковый
Наработка с
достижения
ресурс
начала
паркового
(ПР),
экспл., час
ресурса (ПР)
норма, лет
30
219 598
2005
2
Д45-2556-В600
ЛМЗ
09.1976
225
30
153 711
2006
3
Д45-2556-В600
ЛМЗ
12.1976
215
30
158 022
2006
4
Д45-2556-В600
ЛМЗ
11.1977
225
30
126 405
2007
5
Д45-2556-В600
ЛМЗ
12.1978
225
30
127 569
2008
6
Д45-2556-В600
ЛМЗ
06.1980
215
30
128 334
2010
Итого установленная мощность
1 330
Источник: данные Общества.
В сентябре 1992 года была проведена перемаркировка гидротурбин ст.№1,2,4,5, в результате
чего была увеличена установленная мощность агрегатов. Осуществление данной
перемаркировки было возможно из-за наличия резерва мощности, подтвержденного заводомизготовителем турбины и натурными испытаниями.
Таблица 30. Гидрогенераторы
Напряжение,
кВ
Мощность,
МВт
1
СВ1130/22044ХЛ4
15,8
2
СВ1130/22044ХЛ4
15,8
Станц.
Номер
Тип (марка)
Глава 3. Описание оцениваемого Общества
Срок службы , лет
Год ввода
Завод
изготовитель
норма
факт
225
1975
Электросила
45
29
225
1976
Электросила
45
28
96
Станц.
Номер
Тип (марка)
Напряжение,
кВ
Мощность,
МВт
Срок службы , лет
Год ввода
Завод
изготовитель
норма
факт
3
СВ1130/22044ХЛ4
15,8
215
1976
Электросила
45
28
4
СВ1130/22044ХЛ4
15,8
225
1977
Электросила
45
27
5
СВ1130/22044ХЛ4
15,8
225
1978
Электросила
45
26
6
СВ1130/22044ХЛ4
15,8
215
1980
Электросила
45
24
Источник: данные Общества.
Таблица 31. Трансформаторы генераторные
Низшее
Высшее
Мощность,
МВт
ТЦ-250000/220
15,8
242
265
1975
ЗТЗ
25
29
ТСБ 02
ТЦ-250000/220
15,8
242
265
1976
ЗТЗ
25
28
ТСБ 03
ТЦ-250000/500
15,8
525
250
1976
ЗТЗ
25
28
ТСБ 04
ТЦ-250000/500
15,8
525
265
1977
ЗТЗ
25
27
ТСБ 05
ТЦ-250000/500
15,8
525
265
1978
ЗТЗ
25
26
ТСБ 06
ТЦ-250000/500
15,8
525
250
1980
ЗТЗ
25
24
Станц.
Номер
Тип (марка)
ТСБ 01
Напряжение, кВ
Срок службы, лет
Год
ввода
Завод
изготовитель
норма
факт
Источник: данные Общества.
Электротехнические устройства
Таблица 32. Технические характеристики электротехнических устройств по станциям
Параметр
Зейская ГЭС
220/500
ОРУ, напряжение низшее/высшее, кВ
Кол-во ячеек высшего напряжения, шт.
4
Линий электропередач на балансе станции:
2
0,4; 220
напряжение, кВ
кол-во цепей, шт.
4
протяженность, км
1,2; 2,0
П1, П2 - 1,165; П3 - 0,6791; П4 - 0,67
протяженность переходов, км
Опоры:
кол-во, шт.
10, 6
высота, м
h≈40
Источник: данные Общества.
Ограничений по выдачи мощности по сетям станция не имеет.
Структура доходов Общества
Ниже в таблице приведена ретроспектива структуры выручки Общества.
Таблица 33. Структура выручки ОАО «Зейская ГЭС»
Направления деятельности
2003 г.
2004 г.
2005 г.
2006 г.
Производство электроэнергии
92%
92%
92%
77%
Продажа прочих товаров и услуг
8%
8%
8%
23%
100%
100%
100%
100%
Итого:
Источник: данные Общества (бухгалтерская отчетность, форма №2).
Глава 3. Описание оцениваемого Общества
97
Основным видом деятельности Общества является производство и продажа электрической
энергии. Динамика производства электроэнергии формируется под влиянием спроса на
вырабатываемую электроэнергию, а также существующей ситуации с запасами гидроресурсов.
Другим источником доходов Общества являлся отпуск тепловой энергии и сдача прочего
имущества в аренду.
С октября 2006 г. Общество не занимается выработкой тепло- и электроэнергии, эти функции
переданы ОАО «УК ГидроОГК». ОАО «Зейская ГЭС» эксплуатирует переданное в аренду
Управляющей компании оборудование. С этим связано изменение в структуре выручки
Общества за 2006 год. Общество получает товарную продукцию по договорам аренды и
эксплуатации энергетического оборудования, но, по сути, соотношение между выручкой от
основного вида деятельности (теперь сдача в аренду и эксплуатация энергетического
оборудования) и выручкой от прочей деятельности останется на уровне предыдущих периодов.
Потребители
Электроэнергия
Всю вырабатываемую электроэнергию, помимо той, что расходуется на собственные нужды
Зейская ГЭС поставляет на оптовый рынок электроэнергии и мощности, где она, в свою
очередь, распределяется между потребителями и энергодефицитными АО-энерго.
ОАО «Зейская ГЭС» является субъектом оптового рынка электроэнергии и мощности. В 2006
году станция осуществляла продажу электроэнергии на рынок по регулируемым договорам.
Однако с 1 сентября 2006 года вступили новые правила оптового рынка, в соответствии с
которыми на свободном секторе рынка (РСВ) торговалось 5% электроэнергии, производимой
станциями первой ценовой зоны в 2006 году, а по регулируемым договорам (РД) – 95%.
Теплоэнергия
Основным потребителем тепловой энергии, вырабатываемой Обществом является
ООО «Зейские тепловые сети», объемов отпуска тепловой энергии которому формируется на
основании заключенных договоров поставки.
Структура затрат Общества
Таблица 34. Структура затрат на производство и реализацию продукции
№
п/п
Статья затрат
Ед. изм.
2005 г.
2006 г.
Структура
2006 г., %
1
Водный налог
тыс. руб.
39 685
47 734
5,7%
2
Расходы на персонал
тыс. руб.
157 516
189 490
22,8%
3
Сырье и материалы
тыс. руб.
23 551
21 529
2,6%
4
Расходы на ремонт
тыс. руб.
127 554
132 818
16,0%
5
Амортизация основных средств
тыс. руб.
181 596
221 532
26,7%
6
Платежи рынка
тыс. руб.
4 894
67 381
8,1%
7
Затраты на административноуправленческий аппарат
тыс. руб.
3 529
30 000
3,6%
8
Прочие эксплуатационные расходы
тыс. руб.
130 648
119 957
14,4%
тыс. руб.
668 973
830 441
100,0%
ИТОГО РАСХОДЫ ПО ОСНОВНОЙ
ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Источник: данные Общества.
Инвестиционная деятельность и техническое переоснащение
Таблица 35. Ретроспективные капитальные вложения Общества, тыс. руб.
Наименование
Инвестиции в основной капитал
Глава 3. Описание оцениваемого Общества
2005 г.
2006 г.
251 002,0
275 257,5
98
Наименование
Инвестиции в основной капитал
Инвестиции на производственное развитие
2005 г.
2006 г.
251 002,0
275 257,5
251 002,0
275 257,5
новое строительство и расширение
94 966,0
0
техническое перевооружение и реконструкция
156 036,0
275 257,5
0
0
0
0
приобретение объектов основных средств
Инвестиции в развитие непроизводственной сферы
Источник: данные Общества.
Выводы по инвестиционной деятельности
Весь объем инвестиций направлялся на производственное развитие Общества. Причем в
2006 г. все 100% капитальных вложений направлено на техническое перевооружение и
реконструкцию. Данный факт свидетельствует о том, что инвестиций достаточно для
реконструкции существующего оборудования и поддержания его в рабочем состоянии.
Выводы по описанию Общества
1.
Зейская ГЭС работает с очень высоким показателем КИУМ (около 80%) в отличие
от средних значений данного показателя по ГЭС (в среднем около 30%), что
объясняется отсутствием сезонных ограничений установленной мощности станции
и режимом работы.
2.
Парковый ресурс гидротурбин частично выработан. Оставшийся срок службы
гидрогенераторов составляет от 0 до 3-х лет и будет продлеваться в соответствии
с состоянием на момент проверки по окончанию нормативного срока службы. В
связи с этим в рассматриваемом прогнозном периоде не должна возникнуть
необходимость замены основного генерирующего оборудования. Замена
гидрогенерирующего оборудования не предполагается.
3.
Основным видом деятельности Общества на дату оценки является сдача в аренду
и оказание услуг по эксплуатации имущества, используемого для производства
электроэнергии.
4.
Ограничений по сетям выдачи мощности станция не имеет.
Глава 3. Описание оцениваемого Общества
99
Глава
4
Определение части расчетных параметров в
рамках затратного подхода
Целями реализации затратного подхода являются:
„
Определение скорректированной стоимости собственного капитала Общества;
„
Определение стоимости замещения основных средств и незавершенного
строительства для расчета величин нормализованных капитальных вложений в
рамках доходного подхода;
„
Нормализация составляющих собственного оборотного капитала для расчетов в
рамках доходного подхода;
„
Выявление долгосрочных активов и обязательств, учитываемых в денежном
потоке;
„
Выявление и определение скорректированной стоимости непрофильных активов,
учитываемых в доходном подходе;
„
Расчет чистого долга Общества.
Определение скорректированной стоимости основных средств и стоимости
незавершенного строительства
Таблица 36. Стоимость замещения основных средств и незавершенного строительства
Наименование
Полная стоимость замещения
Износ
Стоимость замещения с учетом износа
Всего, в т. ч.:
Плотина
Активная часть имущества
48 628 662
22 855 471
25 773 191
27%
27%
29%
35 413 435
16 684 494
18 413 399
Источник: расчеты оценщиков.
Скорректированная стоимость основных средств и незавершенного строительства с учетом
начисленного износа составила 35 413 435 тыс. руб.
Нормализация составляющих собственного оборотного капитала17
При прогнозировании величины собственного оборотного капитала (СОК) в рамках доходного
подхода оценщикам необходимо провести следующие корректировки статей баланса,
участвующих в СОК:
17
Нормализация собственного оборотного капитала была проведена оценщиками по расшифровкам статей бухгалтерского
баланса на 01.01.2007 г. Обоснование приведено в разделе «Ограничивающие условия и обстоятельства, существенные
предположения и допущения частного характера» основного Отчета.
100
„
балансовая стоимость запасов уменьшается на величину неликвидных;
„
дебиторская задолженность корректируется на величину просроченной,
долгосрочной, невозможной к взысканию и реструктурированной задолженности;
„
кредиторская задолженность уменьшается
погашению, реструктурированной.
на
величину
невозможной
к
В результате анализа оборотного капитала было выяснено, что все оборотные активы являются
текущими и корректировок для прогнозирования СОК не требуется.
Таблица 37. Показатели, используемые для расчета оборачиваемости
Статьи баланса
Стоимость текущих операционных активов и
обязательств на 01.01.2007 г., тыс. руб.
Запасы
54 362
НДС по приобретенным ценностям
7 386
Дебиторская задолженность
190 458
Кредиторская задолженность
202 005
Источник: данные Общества, расчеты оценщиков.
Выявление долгосрочных активов и обязательств
В результате анализа бухгалтерского баланса по состоянию на дату оценки долгосрочных
активов и обязательств, которые необходимо учесть в денежном потоке в рамках доходного
подхода, выявлено не было.
Выявление и определение рыночной стоимости непрофильных активов
В качестве непрофильных активов в рамках доходного подхода будут учтены долгосрочные
финансовые вложения, представленные вкладами в уставный капитал дочернего зависимого
общества и в другие общества.
Долгосрочные финансовые вложения, представленные вкладом в уставный капитал ДЗО
ОАО «РЭМИК» (300 тыс. руб.) были переоценены по состоянию на дату оценки методом чистых
активов.
Таблица 38. Результат корректировки стоимости долгосрочных финансовых вложений
Показатель
Долгосрочные финансовые вложения,
в том числе:
ОАО «РЭМИК»
Балансовая стоимость по
состоянию на 01.01.2007 г.,
тыс. руб.
Скорректированная стоимость
по состоянию на 01.01.2007 г.,
тыс. руб.
18 710
43 779
300
25 369
Источник: данные Общества, расчеты оценщиков.
Расчет чистого долга
Сумма чистого долга компании рассчитывается как сумма полученных компанией кредитов и
займов за вычетом суммы денежных средств, краткосрочных финансовых вложений и кредитов
и займов, выданных ГЭС другим предприятиям. Расчет чистого долга приведен в таблице ниже.
Таблица 39. Величина чистого долга
Статьи баланса
Краткосрочные финансовые вложения
Глава 4. Определение части расчетных параметров в рамках затратного подхода
Скорректированная стоимость на
01.04.2007 г., тыс. руб.
165 000
101
Статьи баланса
Скорректированная стоимость на
01.04.2007 г., тыс. руб.
Денежные средства
32 898
Долгосрочная дебиторская задолженность
1 864
Просроченная краткосрочная дебиторская задолженность
257 548
Инвестиционная составляющая
0
Долгосрочные займы и кредиты
0
Краткосрочные займы и кредиты
0
Просроченная краткосрочная кредиторская задолженность
Итого: величина чистого долга
0
457 310
Источник: расчеты оценщиков.
Глава 4. Определение части расчетных параметров в рамках затратного подхода
102
Глава
5
Определение рыночной стоимости собственного
капитала Общества на основе доходного подхода
Методика расчета и общие положения, учитываемые при построении модели в рамках
доходного подхода, приведены в главе «Определение рыночной стоимости собственного
капитала предприятия на основе доходного подхода» в основном тексте Отчета.
Формирование доходов Общества
Доходы от основной деятельности
Прогноз натуральных показателей реализации электроэнергии
Таблица 40. Прогноз натуральных показателей выработки и полезного отпуска
электроэнергии
Наименование статьи или
показателя
Ед. изм. 2005 г. 2006 г.
9 мес.
2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.
2007 г.
Установленная мощность
МВт
1 330 1 330 1 330 1 330 1 330 1 330 1 330 1 330 1 330
Выработка электроэнергии
млн
кВтч
4 295
4 715
3 680
4 938
4 770
4 770
4 770
4 770
4 770
Расход электроэнергии на
собственные нужды
млн
кВтч
17,4
19,1
15,7
21,1
19,3
19,3
19,3
19,3
19,3
Отпуск энергии с шин
электростанций
млн
кВтч
4 277
4 695
3 664
4 917
4 751
4 751
4 751
4 751
4 751
Потери электроэнергии от
отпуска с шин
млн
кВтч
238,5
274,2
159,8
214,4
277,4
277,4
277,4
277,4
277,4
%
5,58%
5,84%
4,36%
4,56%
5,84%
5,84%
5,84%
5,84%
5,84%
млн
кВтч
4 039
4 421
3 504
4 702
4 473
4 473
4 473
4 473
4 473
То же
Полезный отпуск
электроэнергии
Продолжение
Наименование статьи или
показателя
Ед. изм.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Установленная мощность
МВт
1 330
1 330
1 330
1 330
1 330
1 330
1 330
1 330
Выработка электроэнергии
млн
кВтч
4 770
4 770
4 770
4 770
4 770
4 770
4 770
4 770
Расход электроэнергии на
собственные нужды
млн
кВтч
19,3
19,3
19,3
19,3
19,3
19,3
19,3
19,3
Отпуск энергии с шин
электростанций
млн
кВтч
4 751
4 751
4 751
4 751
4 751
4 751
4 751
4 751
Потери электроэнергии от
отпуска с шин
млн
кВтч
277,4
277,4
277,4
277,4
277,4
277,4
277,4
277,4
103
Наименование статьи или
показателя
То же
Полезный отпуск
электроэнергии
Ед. изм.
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
%
5,84%
5,84%
5,84%
5,84%
5,84%
5,84%
5,84%
5,84%
млн
кВтч
4 473
4 473
4 473
4 473
4 473
4 473
4 473
4 473
Источник: данные Общества.
Доходы от прочей деятельности
Доходы от прочей деятельности являются не существенной статьей доходов Общества. Как уже
было сказано ранее, по данной статье учитываются доходы от сдачи в аренду помещений.
Прогноз доходов от прочей деятельности строился на основании фактической информации по
размеру данной статьи в структуре доходов Общества. По сведениям, полученным от
специалистов Общества, существенных изменений масштаба и порядка ведения указанных
направлений деятельности в последующие периоды не ожидается. Поэтому в качестве базы
для прогноза использовался показатель данной статьи за 2007 год, а рост доходов от прочей
деятельности в прогнозном периоде принят в соответствии с уровнем инфляции.
Анализ затрат от текущей деятельности
Водный налог
Ставка водного налога для Зейской ГЭС в 2006-2007 гг. составляет 9,84 руб. /тыс. кВтч.
Подробное описание порядка осуществления прогноза затрат на выплату водного налога
гидроэлектростанциями приведено в соответствующих разделах основного отчета.
В соответствии с принятой методикой, величина затрат по выплате водного налога
рассчитывается как произведение прогнозируемой ставки водного налога на объем выработки.
Затраты на сырье и материалы
Данные расходы являются условно-постоянными и состоят из материальных затрат
непосредственно связанных с производством электроэнергии. В составе данных расходов
учтены затраты на горюче-смазочные материалы, расходы на покупную энергию, прочее. Темп
роста расходов на сырье и материалы в прогнозном периоде принят равным инфляции. Базой
для индексирования является плановый показатель расходов на сырье и материалы в 2007
году.
Расходы на персонал
По сведениям руководства Общества, сложившаяся на дату оценки численность персонала
являлась оптимальной и изменения численности персонала не планируется. Прогнозная
численность персонала на 2007 год составляет 425 человек. В соответствии с коллективным
договором, заработная плата персонала ежегодно пересматривается с учетом индекса
инфляции, определенного государственными органами статистики (Федеральная служба
государственной статистики). В таблице ниже приведены фактические затраты на оплату труда
на Зейской ГЭС.
Таблица 41. Затраты на оплату труда персонала
Наименование
Ед. изм.
Численность
персонала
чел.
2006 г.
9 мес.
2007 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
425
425
425
425
425
425
425
425
Глава 5. Определение рыночной стоимости собственного капитала Общества на основе доходного подхода
104
Наименование
Ед. изм.
Среднемесячная
заработная плата
руб.
Затраты на
заработную плату
тыс.
руб.
2006 г.
9 мес.
2007 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
30 090
32 859
47 387
35 488
38 185
40 896
43 554
46 167
153 494
181 952
241 826
181 025
194 783
208 613
222 172
235 503
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
425
425
425
425
425
425
425
425
48 706
50 898
52 934
54 787
56 704
58 689
60 743
62 869
248 455
259 636
270 021
279 472
289 254
299 378
309 856
320 701
Продолжение
Наименование
Ед. изм.
Численность
персонала
чел.
Среднемесячная
заработная плата
руб.
Затраты на
заработную плату
тыс.
руб.
Источник: данные Общества, расчеты оценщиков.
Показатель эффективной ставки ЕСН, используемый
прогнозировании затрат на выплату ЕСН, равен 24%.
в
финансовой
модели
при
Затраты на ремонт и обслуживание
Таблица 42. Затраты на ремонт и обслуживание, тыс. руб.
2006 г.
9 мес.
2007 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
132 818
101 293
135 057
145 861
156 947
168 090
179 016
189 757
Показатель
Затраты на ремонт
и обслуживание
Продолжение
Показатель
Затраты на ремонт и
обслуживание
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
200 193
209 202
217 570
225 185
233 067
241 224
249 667
258 405
Источник: данные Общества, расчеты оценщиков.
Амортизация
Нормы амортизации, фактически сложившиеся в бухгалтерском учете на дату оценки по
группам основных фондов, представлены в таблице ниже.
Таблица 43. Нормы амортизации существующих основных средств по группам18
Группы основных средств
Годовая норма амортизации
Здания
1,52%
Сооружения
1,07%
Машины и оборудование
5,93%
Транспортные средства
7,43%
Прочие основные средства
10,30%
Итого средневзвешенное
1,67%
Источник: данные Общества (информация о движении основных средств).
18
Значения годовых норм амортизации для каждой группы ОС приведены по данным на 01.01.2007 г. Обоснование
приведено в разделе «Ограничивающие условия и обстоятельства, существенные предположения и допущения частного
характера» основного Отчета.
Глава 5. Определение рыночной стоимости собственного капитала Общества на основе доходного подхода
105
Затраты на административно-управленческий аппарат
По данной статье затрат отражаются расходы на услуги управляющей компании. Рост данных
затрат прогнозируется в соответствии с уровнем инфляции, так как большую часть затрат
составляют расходы на персонал и аренду, рост которых обусловлен инфляцией в РФ. За базу
принят прогноз менеджмента на 9 месяцев 2007 год.
Прочие эксплуатационные расходы
В данную группу включены все остальные элементы себестоимости, не выделяемые в
отдельные статьи в силу незначительных размеров. Основные статьи расходов, учтенные в
данной группе, являются:
„
оплата услуг сторонних организаций;
„
командировочные и представительские расходы;
„
арендная плата;
„
расходы на страхование;
„
налоги в составе себестоимости (кроме ЕСН, водного налога и налога на
имущество);
„
прочие расходы.
В финансовой модели предприятия прогноз прочих затрат строился, исходя из величины,
прогнозируемой менеджментом ГЭС на 9 месяцев 2007 года и темпов инфляции.
Прочие операционные и внереализационные доходы и расходы
Таблица 44. Прочие операционные и внереализационные доходы и расходы
Наименование
Налог на имущество
Сальдо прочих операционных и
внереализационных доходов и расходов
без учета налога на имущество
Ед. изм.
2005 г.
2006 г.
9 мес.
2007 г.
2007 г.
(прогноз)
тыс. руб.
212 287
202 616
155 686
205 116
тыс. руб.
-79 085
-93 100
-27 704
-29 349
Источник: данные Общества, расчеты оценщиков.
Коэффициенты оборачиваемости
Таблица 45. Расчет оборачиваемости
Оборачиваемость
Период оборачиваемости запасов, дней
2006 г.
Нормализованные в
прогноз
24
19
Период оборачиваемости НДС, дней
3
6
Период оборачиваемости ДЗ, дней
48
46
Период оборачиваемости КЗ, дней
89
57
Источник: данные Общества, расчеты оценщиков.
Глава 5. Определение рыночной стоимости собственного капитала Общества на основе доходного подхода
106
Прогноз капитальных вложений
Таблица 46. Прогноз капитальных вложений, тыс. руб.
9 мес.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Амортизация в соответствии с бухг.
учетом
164 440
219 254
219 254
218 682
217 282
215 978
199 316
Амортизация расчетная
379 296
414 995
446 430
477 673
507 045
539 115
581 688
Капвложения на ТПиР по прогнозам
ОАО «ГидроОГК»
429 273
304 009
276 804
189 457
450 405
717 211
0
Капитальные вложения в расчет
429 273 304 009 276 804 189 457 450 405 717 211 581 688
Статья
Продолжение
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Амортизация в соответствии с бухг.
учетом
Статья
123 498
123 498
123 498
123 498
123 498
123 498
123 498
Амортизация расчетная
612 470
638 707
662 858
684 591
707 056
730 278
754 282
0
0
0
0
0
0
0
Капвложения на ТПиР по прогнозам
ОАО «ГидроОГК»
Капитальные вложения в расчет
612 470 638 707 662 858 684 591 707 056 730 278 754 282
Источник: данные Общества, расчеты оценщиков.
Выбор ставки дисконтирования
Методика расчета и основные составляющие ставки дисконтирования приведены в главе
«Определение рыночной стоимости собственного капитала предприятия на основе доходного
подхода» в основном тексте Отчета. Ниже приведены расчеты специфического риска,
присущего оцениваемому Обществу и результаты прогнозирования ставки дисконтирования.
Итоговое значение премии за специфический риск оцениваемой компании приведено в
таблице ниже.
Таблица 47. Результаты прогнозирования ставки дисконтирования для собственного
капитала
База
9 мес.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
20112020 гг.
Безрисковая ставка
(номинальная)
4,84%
4,84%
4,84%
4,84%
4,84%
4,84%
Рыночная премия за
акционерный капитал
3,25%
3,25%
3,25%
3,25%
3,25%
3,25%
0,64
0,70
0,76
0,82
0,88
0,94
Предварительная стоимость
собственного капитала
6,92%
7,11%
7,31%
7,50%
7,70%
7,89%
Премия за размер
0,81%
0,81%
0,81%
0,81%
0,81%
0,81%
Специфический риск
оцениваемой компании
6,00%
6,00%
6,00%
6,00%
6,00%
6,00%
Страновой риск
1,48%
1,48%
1,48%
1,48%
1,48%
1,48%
15,21%
15,40%
15,60%
15,79%
15,99%
16,18%
Показатель
Рассчитанный коэффициент бета
Окончательная стоимость
собственного капитала
Источник: расчеты оценщиков.
Глава 5. Определение рыночной стоимости собственного капитала Общества на основе доходного подхода
107
Таблица 48. Расчет средневзвешенной ставки дисконтирования
База
2007 г.
2008 г.
2009 г.
2010 г.
2011-2020 гг.
Стоимость заемных средств (до
налогов)
Наименование показателя
7,30%
7,30%
7,30%
7,30%
7,30%
7,30%
Ставка налога на прибыль
24,00%
24,00%
24,00%
24,00%
24,00%
24,00%
Стоимость заемных средств
(после налогов)
5,55%
5,55%
5,55%
5,55%
5,55%
5,55%
Соотношение долга к
собственному капиталу
0,00%
12,33%
24,66%
36,99%
49,32%
61,65%
100,00%
89,02%
80,22%
73,00%
66,97%
61,86%
0,00%
10,98%
19,78%
27,00%
33,03%
38,14%
15,21%
14,32%
13,61%
13,03%
12,54%
12,13%
Собственный капитал
Заемный капитал
Средневзвешенная стоимость
капитала
Источник: расчеты оценщиков.
Глава 5. Определение рыночной стоимости собственного капитала Общества на основе доходного подхода
108
Источник: расчеты оценщиков.
Таблица 49. Определение рыночной стоимости ОАО «Зейская ГЭС» по органическому сценарию
109
Глава 5. Определение рыночной стоимости собственного капитала Общества на основе доходного подхода
Источник: расчеты оценщиков.
Таблица 50. Определение рыночной стоимости ОАО «Зейская ГЭС» по ускоренному сценарию
110
Глава
6
Согласование результатов и окончательное
суждение о рыночной стоимости
100% собственного капитала Общества
Таблица 51. Результаты оценки рыночной стоимости 100% собственного капитала
Общества на дату оценки
Подход
Результат, млн руб.
Вес, %
Рыночная стоимость 100% собственного капитала по
сценарию органического роста
8 013
50%
Рыночная стоимость 100% собственного капитала по
сценарию ускоренного роста
13 863
50%
Взвешенный
результат,
млн руб.
10 938
Источник: расчеты оценщиков.
Таким
образом,
рыночная
стоимость
100%
собственного
ОАО «Зейская ГЭС» на дату оценки 01.04.2007 года составляет
капитала
10 938 млн. руб. (Десять миллиардов девятьсот тридцать восемь миллионов
рублей).
111