драйверы стоимости рск

ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО
КОМПЛЕКСА (РСК)
22 мая 2007
0
ДРАЙВЕРЫ СТОИМОСТИ РСК
 Значительная инвестиционная программа: $55 млрд до 2015г, вызванная
дефицитом электросетевых мощностей и недофинансированием отрасли
в последние годы
 Изменение целевой структуры межрегиональных распределительных
сетевых компаний (МРСК) с 4х до 11ти, сопоставимых по размерам
активов, компаний
 С 2009г МРСК будут не холдинговыми, а едиными операционными
компаниями
 Переход от регулирования «затраты+» к стимулирующему регулированию,
основанному на доходности инвестированного капитала и экономических
стимулах эффективности (на базе британского и восточноевропейского
опыта), начиная с 2008г
1
ОБЗОР РСК ПОД УПРАВЛЕНИЕМ
ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЕТЕВОЙ КОМПАНИИ (ФСК)
Генерация
Магистральные
сети
Распределительные сети
Сбыт
Структура собственности РСК*
Лукойл
3%
 РСК образованы в течение 2005г путем
выделения из вертикально-интегированных
компаний генерации и сбыта
 Осуществляют передачу электроэнергии по
Prosperity
Capital
Management
2%
Fortum Oy
2%
Ренова
4%
РАО ЕЭС
50%
сетям 110кВ и ниже
 Совокупная выручка в 2006г $10 млрд
 Объём распределения в 2006г 617 ТВтч
 Длина линий 2,1 млн км
 Рыночная капитализация сектора
21/05/2007 $23млрд
Другие
26%
СУЭК
5%
Газпром
8%
* Без учета РСК – 100% дочерних обществ РАО «ЕЭС
России»
 Под управлением ФСК находится 55 РСК
2
УТВЕРЖДЕННАЯ СТРУКТУРА МРСК* В 2008г
Московская объединенная
элеткросетевая компания
Ленэнерго
МОЭСК
МГЭсК
МРСК Северо-запада
Архэнерго
Вологдаэнерго
Карелэнерго
Колэнерго
Комиэнерго
Новгородэнерго
Псковэнерго
Янтарьэнерго
МРСК Центра
Белогородэнерго
Брянскэнерго
Воронежэнерго
Костромаэнерго
Курскэнерго
Липецкэнерго
Орелэнерго
Тамбовэнерго
Смоленскэнерго
Тверьэнерго
Ярэнерго
Тюменьэнерго
МРСК Урала
Курганэнерго
Пермэнерго
Свердловэнерго
Челябэнерго
МРСК Юга
Астраханьэнерго
Волгоградэнерго
Кубаньэнерго
Ростовэнерго
Калмэнерго
МРСК Сибири
МРСК Северного Кавказа
Дагэнерго
КЭУК
Нурэнерго
Ставропольэнерго
* - Без Дальнего Востока
МРСК Центра и Приволжья
МРСК Волги
Мордовэнерго
Оренбургэнерго
Пензаэнерго
Волжская МРК
Чувашэнерго
Владимирэнерго
Ивэнерго
Калугаэнерго
Кировэнерго
Мариэнерго
Нижновэнерго
Рязаньэнерго
Тулэнерго
Удмуртэнерго
Алтайэнерго
Бурятэнерго
Красноярскэнерго
Кузбассэнерго
Омскэнерго
Томскэнерго рск
Тываэнерго
Хакасэнерго
Читаэнерго
3
РОСТ ЭКОНОМИКИ СТИМУЛИРУЕТ СПРОС НА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
Стремительный экономический рост
Потребление электроэнергии
 ВВП достигло $760 млрд в 2005 и $1 020
млрд в 2006г
 Номинальный ВВП на человека - $7 260 в
2006г
 Рост номинального ВВП в USD эквиваленте в
среднем составлял 22.9% в год в 1999-06,
рост реального ВВП - 6.7% в год; Прогноз
роста реального ВВП в 2007-09 - 6% в год
Номинальный ВВП и рост экономики
электроэнергии - 1.7% в год,
рост в 2006 - 5%.
Прогноз на 2007-2010 - 3-5% в год
 Основные потребители - металлургия
(24%), ТЭК (11%) и транспорт (11%);
CAGR (2000–2004) производства в ТЭК
и транспорте – 6.4%
Предложение и спрос на электроэнергию
$ млрд.
1 800
8%
 CAGR(2000-2005) потребления
ТВтч
1 200
1 500
6%
1 200
4%
1 100
900
600
2%
1 000
300
0%
0
2002
2003
2004
2005
Номинальный ВВП
2006 2007F 2008F 2008F
Реальный темп роста ВВП
900
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007F 2008F 2009F
Предложение с максимальной нагрузкой
Спрос и резерв
4
НЕДОИНВЕСТИРОВАНИЕ ПРИВЕЛО К ДЕФИЦИТУ
СЕТЕВЫХ МОЩНОСТЕЙ
Напряжение в РСК
Дефицит электроэнергии в регионах
Запрашиваямая Подключенная Накопленный
мощность, МВт мощность, МВт дефицит, МВт
2004
5 573
2 023
3 550
2005
5 265
1 829
6 986
2006 (9 мес.)
3 881
2 039
8 828
 Большинство заявок на подключение не
выполняются
Экономический износ ОФ РСК
80%
 Ограничения электроэнергии в
60%
Москве в мае 2005 и январе 2006
вызвали оживлённые публичные
дискуссии и ускорили реформы
40%
20%
 Нагрузка сетей близка к
0%
2004
2005
% коэффициент износа основных фондов
2006
максимальной в 2005 в 4 регионах,
а в 2006 –уже в 16, в т.ч. в
агрессивно растущих – Москва, СПетербург, Нижний Новгород,
Екатеринбург, Пермь, Тюмень и др.
5
ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПОТРЕБНОСТИ СЕКТОРА
Цели инвестиционной программы РСК
Программа Развития определяет
основные цели в РСК:
 Снижение уровня износ сети до
показателей сравнимых со странами
Восточной Европы (40%) к 2014-2015
 Минимизация дефицита сетевой
мощности к 2009 для стимулирования
деловой активности и экономического
роста
 Обеспечение надёжности и качества
электроснабжения на уровне стандартов
стран ЕС
Инвестиционные потребности сектора
распределения э/э
$ mln
8 000
6 000
4 000
2 000
0
2006
2007F
2008F
2009F
Техперевооружение и реконструкция
2010F
Новое строительство
Агрегированные инвестпотребности
РСК в 2006-2010:
 Модернизация и реконструкция:
$6.3млрд
 Новое строительство : $20.6млрд
6
ПРИНЦИПЫ НОВОЙ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
ФСК, совместно с Правительством РФ, разрабатывает новую систему тарифного
регулирования, которая учитывает лучшую международную регуляторную практику.
Данная система должна заменить существующую неэффективную систему «затраты+»:
 Регулируемая выручка покрывает операционные затраты и справедливую норму доходности
на регулируемую базу активов (RAB)
 Норма доходности на RAB определяется экономической стоимостью капитала
 Механизм стимулирования инвестиций в сети благодаря учёту новых капитальных
инвестиций в регулируемой базе активов
 Регулируемая выручка устанавливается на 5-летний период с корректировкой на
неподконтрольные операционные издержки и объёмы распределяемой электроэнергии
 Стимулирование компаний к операционной эффективности через механизм сохранения в
распоряжении компаний эффекта от экономии затрат
 Надёжность сети и качество сервиса: механизм премий/штрафов за
достижение/недостижение целевых ориентиров надёжности и качества сервиса
7
ПЛАН ПЕРЕХОДА ОТ «ЗАТРАТЫ+» К
СТИМУЛИРУЮЩЕМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ
График поэтапного перехода на RAB
2007
2008 2009 2010
2011 2012 2013 2014 2015
3х летний
2х летний
5ти летний
период
регулирования
годовой
Переход на RAB
проблемных компаний
Переход на RAB основной части
компаний
Пилотные проекты (10 компаний)
Пилотные проекты: МГЭК, МОЭСК,
Кубаньэнерго, Свердловэнерго, Пермэнерго,
Кузбассэнерго, Красноярскэнерго,
Ростовэнерго, Нижновэнерго, Белгородэнерго
Основные ожидаемые параметры новой
системы тарифного регулирования :
 Начальная стоимость инвестированного
капитала (начальный RAB) будет
базироваться на амортизированной
стоимости замещения активов, определённой
международными консультантами
 Норма доходности на RAB будет сравнима с
соответствующими параметрами при
приватизации в странах Восточной Европы:
ожидаемая ставка - 10-12% в номинальном
выражении
 Регуляторный период составит 5 лет
(переходной период – 3 года),что обеспечит
предсказуемость денежных потоков и
действенность стимулов эффективности
 Сохранение экономии от снижения
операционных издержек в течении 5 лет
(как в Великобритании)
8
СТРУКТУРА ТАРИФОВ В СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СИСТЕМЕ
«ЗАТРАТЫ+»
Типичная структура регулируемой
выручки: Нижновэнерго (NNGE)
100%
3%
11%
 Неподконтрольные расходы:
 Плата за присоединенную
мощность к магистральным сетям
 Стоимость электроэнергии на
компенсацию потерь в сетях
80%
26%
 Собственное потребление
электроэнергии
60%
 Налоги и сборы
 Подконтрольные РСК расходы:
40%
59%
 Заработная плата
 Ремонты
20%
 Административные и
0%
управленческие расходы
Прочие
Инвестиционные расходы
Операционные расходы
Неподконтрольные расходы
 Инвестиционные расходы:
 Амортизация
 Реинвестированная прибыль
9
ПРОГНОЗ ТАРИФОВ ПРИ ПЕРЕХОДЕ НА
RAB-РЕГУЛИРОВАНИЕ
Пример: Темп роста тарифа на передачу электроэнергии
Нижновэнерго (NNGE) при переходе на RAB
рост подконтрольной части
тарифа на 30-40%
 Рост полного тарифа на 10-
Руб/кВтч
1,0000
 Переход на RAB вызывает
15% в первые 3 года
2008-2010:
CAGR 13,7%
2011-2015: CAGR
3,4%
 Предельно допустимый
0,8000
рост тарифа будет
превышен до 5%
0,6000
 На превышение будет
объявлен дисконт
0,4000
 Дисконт будет
0,2000
0,0000
2007E
2008E
2009E
2010E
Амортизация RAB
Возврат на RAB
Операционные затраты
2011E
2012E
2013E
2014E
2015E
Темп роста предельных
уровней
компенсирован в период
2010-2015г с учетом
стоимости капитала
 Реализация данного
сценария позволит
компаниям выполнить
инвестпрограммы
10
ОЖИДАЕМЫЕ СОБЫТИЯ 2007-2008гг
События, ожидаемые в 2007г, направлены на установление общепринятой в
мире системы координат для оценки эффективности инвестиций:
 Утверждение Советом Директоров РАО «ЕЭС России» Стратегии развития
распределительно-сетевого комплекса России до 2015г
 Переход пилотных компаний на новую систему регулирования, определение
параметров регулирования
События, ожидаемые в 2008г, направлены на повышение ликвидности акций
РСК/ МРСК:
 Конвертация акций РСК в акции 11ти МРСК
 Создание на базе МРСК операционных компаний
11
ПРИЛОЖЕНИЯ
1. Динамика рыночных котировок РСК
2. Основные рыночные показатели РСК
12
ДИНАМИКА РЫНОЧНЫХ КОТИРОВОК РСК
400%
350%
300%
250%
200%
150%
100%
50%
0%
10-Jan
21-Mar
30-May
RTS index
8-Aug
17-Oct
EESR index
26-Dec
6-Mar
15-May
DisCos Index
13
ОСНОВНЫЕ РЫНОЧНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РСК
Market
EqV
EV
EV/BV
EV/MWh
EV '000/
km
EV/ Implied
RAB
Market
EqV
EV
EV/BV
EV/MWh
EV
'000/km
EV/Implied
RAB
ARHE
АО "Архэнерго" (ARHE)
134
143
1,6
42
6
0,3
NGNR
AO "Новгородэнерго" (NGNR)
101
106
1,1
39
4
0,3
ASRE
АО "Астраханьэнерго" (ASRE)
305
315
4,6
96
16
1,2
NNGE
AO "Нижновэнерго" (NNGE)
364
386
1,3
24
7
0,5
BLRS
АО "Белгородэнерго" (BLRS)
226
251
0,8
26
7
0,5
OMNG
AO "Омскэнерго" (OMNG)
1 423
1 429
11,9
174
32
2,2
CHIE
AO "Читаэнерго" (CHIE)
143
142
1,5
33
4
0,3
OREN
AO "Орелэнерго" (OREN)
159
174
2,2
79
6
0,5
CHNG
AO "Челябэнерго" (CHNG)
436
480
2,0
21
18
0,7
PMNG
AO "Пермэнерго" (PMNG)
483
537
1,8
33
12
0,6
IVEN
AO "Ивэнерго" (IVEN)
141
144
1,8
38
8
0,6
PNZE
AO "Пензаэнерго" (PNZE)
122
124
1,4
33
4
0,3
KIRE
AO "Кировэнерго" (KIRE)
143
145
1,4
27
4
0,3
PSEN
AO "Псковэнерго" (PSEN)
115
115
1,2
77
3
0,2
KLEN
AO "Калугаэнерго" (KLEN)
171
176
1,9
56
7
0,5
RTSE
AO "Ростовэнерго" (RTSE)
361
414
0,9
34
6
0,3
KOEN
АО "Комиэнерго" (KOEN)
222
246
1,3
49
11
0,4
RZEN
AO "Рязаньэнерго" (RZEN)
152
158
1,2
36
5
0,4
KOLE
AO "Колэнерго" (KOLE)
431
437
4,3
40
89
1,3
SMOE
AO "Смоленскэнерго" (SMOE)
KOSG
AO "Костромаэнерго" (KOSG)
66
85
1,0
33
3
0,2
STRG
AO "Ставропольэнерго" (STRG)
KRNG
AO "Красноярскэнерго" (KRNG)
1 270
1 281
5,1
40
28
1,3
SVER
AO "Свердловэнерго" (SVER)
KUBE
AO "Кубаньэнерго" (KUBE)
670
804
1,9
62
9
0,6
TLEN
AO "Тулэнерго" (TLEN)
KUEN
AO "Курскэнерго" (KUEN)
181
189
1,1
35
6
0,4
TORS
KZRS
AO "Кузбассэнерго" (KZRS)
503
515
2,3
20
18
1,0
UDME
LIEN
AO "Липецкэнерго" (LIEN)
173
188
0,7
27
7
0,4
VGEN
LSNG
AO "Ленэнерго" (LSNG)
1 176
1 563
0,9
59
41
0,7
VLEN
MGRS
АО "МГЭК" (MGRS)
2 126
2 166
2,2
63
37
1,0
MIEN
AO "Мариэнерго" (MIEN)
59
66
1,3
25
5
MREN
AO "Мордовэнерго" (MREN)
68
79
1,2
33
4
MSRS
AO "МОЭСК" (MSRS)
3 602
4 226
2,1
66
57
1,0
58
67
0,8
20
2
0,1
161
166
1,2
33
3
0,3
1 122
1 196
3,5
33
26
0,9
188
203
1,4
34
6
0,4
AO "Томская ЭСК" (TORS)
149
149
1,4
27
9
0,5
AO "Удмуртэнерго" (UDME)
196
194
2,2
27
8
0,4
AO "Волгоградэнерго" (VGEN)
2 507
2 528
10,7
169
47
4,1
AO "Владимирэнерго" (VLEN)
179
189
1,5
34
9
0,4
VOLE
АО "Вологдаэнерго" (VOLE)
255
255
1,4
27
6
0,4
0,4
VZEN
AO "Воронежэнерго" (VZEN)
542
557
3,2
77
11
0,9
0,3
YARE
AO "Ярэнерго" (YARE)
154
162
1,5
23
6
0,4
Average
Comparables (East European)
2,5
49
16
0,8
70-140
10-30
1,3-1,4
14