Мы присваиваем акциям компании "Челябэнерго" целевую цену в 0.
301 (на конец года) с рекомендацией "Покупать". Мы считаем, что риски потери стоимости активов в процессе реформирования уменьшились в связи с приходом инвестора, который может быть заинтересован в росте капитализации компании. Несмотря на довольно низкую стоимость генерирующего бизнеса, значительная часть стоимости бизнеса может быть сосредоточена в распределительных активах.
Челябэнерго
Присвоение рекомендации: “Покупать”.
Текущая цена:$0.0225
Целевая цена:$0.0301
Наша целевая цена по компании (с перспективой на конец 2003 года) составляет 0.0301 за одну обыкновенную акцию.
Владельцем крупного пакета Челябэнерго является банк «МДМ». Мы уверены в том, что в отличие от прочих стратегических инвесторов, МДМ будет заинтересован в долгосрочном росте капитализации компании.
Мы считаем, что бизнес компании по распределению электроэнергии имеет значительную стоимость (из-за высокой доли коммунально-бытового сектора в структуре потребления).
Крупный пакет, находящийся в собственности РФФИ потенциально ограничивает рост стоимости акций (до тех пор, пока не будет приватизирован).
Высокая доля потребителей из сектора черной металлургии снижает привлекательность генерирующего бизнеса, в том числе и из-за возможности продажи части активов.
Сравнительная оценка рыночной стоимости генерации Челябэнерго
| Капитализация/ выработка, $/кВтч | Капитализация/ мощность, $/МВт | Использование мощности, % | |
| РАО «ЕЭС России»* | 0,017 | 113 685 | 46 |
| Мосэнерго | 0,031 | 146 956 | 54 |
| Иркутскэненрго | 0,008 | 32 915 | 48 |
| Endesa (Испания) | 0,071 | 238 881 | 39 |
| Челябэнерго | 0,012 | 55 921 | 50 |
Владельцем крупного пакета Челябэнерго является банк «МДМ». Мы уверены в том, что в отличие от прочих стратегических инвесторов, МДМ будет заинтересован в долгосрочном росте капитализации компании. Во-первых, мы считаем, что МДМ изберет для себя электроэнергетический бизнес в качестве профильного, во-вторых, компания может быть заинтересована в увеличении стоимости активов Челябэнерго, чтобы затем получить большую долю в ТГК и ОГК, в которые войдут генерирующие активы Челябэнерго.
Отметим также интересный факт: почти половину мощностей Челябэнерго составляет Южноуральская ГРЭС, которой предстоит войти в ОГК. В частности Южноуральская ГРЭС, хотя и работает на газе, должна будет войти в состав 3-й ОГК, куда также войдут 3 угольных ГРЭС. Это будет очень интересная для МДМ ОГК и, на наш взгляд, МДМ будет пытаться получить там как можно большую долю – в том числе и через увеличение стоимости уже имеющейся части активов Челябэнерго.
Мы считаем, что высокая стоимость распределительного бизнеса компании недооценена рынком. Население потребляет порядка 20% выработки электроэнергии в регионе. Это довольно высоко для компаний Урала, что создает предпосылки к более высоким относительным оценкам распределительного бизнеса компании. Мы продолжаем придерживаться той логики, что для успешного функционирования на электроэнергетическом рынке инвесторам понадобится контроль над распределительными активами (в чем нас убеждает и опыт стран СНГ, в том числе).
Генерирующие активы мы оцениваем не очень высоко, поскольку ожидаем довольно низкой прибыли от генерации. Хотя спрос на электроэнергию в ОЭС Урала может оставаться довольно высоким, однако мощности компании не слишком эффективны. В частности на самой крупной Южноуральской ГРЭС треть мощностей работает на давлении 90 атм. – это устаревшие турбины малой мощности, которые могут быть вытеснены со свободного рынка более эффективным оборудованием, а оставшиеся 2/3 введены в строй в 1961 году и также не вполне отвечают современным стандартам эффективности. Это, на наш взгляд, скажется на низких прибылях генерирующих активов.
Основные риски, которые несет компания
На наш взгляд, в Челябэнерго существуют некоторые риски поглощения генерирующих мощностей крупными потребителями электроэнергии в процессе разделения компании с целью более дешевого и надежного энергообеспечения собственных предприятий. Это также может означать снижение стоимости генерации для акционеров.
В частности существует информация об определенной договоренности между энергетиками и представителями металлургических производств, что после реструктуризации ОАО «Челябэнерго» челябинские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 (500 МВт) будут выделены в самостоятельные юридические лица, а ОАО «Мечел» получит в них контрольные пакеты акций. Наличие такой договоренности будет являться достаточно негативным фактом для миноритарных акционеров Челябэнерго, т.к. металлурги, получив контроль над генерацией, будут стараться минимизировать тарифы, обеспечивая свои предприятия дешевой энергией.
Однако, за исключением Аргаяшской ТЭЦ (которую мы оценили в ноль из-за ее низкой эффективности), пока другие станции Челябэнерго не входят в список станций РАО ЕЭС, предназначенных для продажи. Так что на данный момент эти риски могут быть довольно низкими.
Еще один негативный момент для компании – это наличие крупного пакета акций (порядка 16%) в распоряжении РФФИ. Пока этот пакет не будет приватизирован, трудно ожидать, что капитализация компании существенно вырастет. Существенный рост капитализации будет противоречить интересам инвесторов, стремящихся получить контроль над станцией. Но, на наш взгляд, приватизация госпакета может состояться в течение ближайшего года.
Стоимость компании мы оценивали исходя из отдельной оценки бизнесов: электрогенерации, сетевого бизнеса, теплогенерации и распределения тепла.
ГЕНЕРАЦИЯ
Установленная мощность генерирующих источников Челябэнерго в общей сложности составляет порядка 1880 МВт. Причем из них только две станции (ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3) общей мощностью 500 МВт введены после 1960 года.
В структуре топливного баланса Челябэнерго более 73% занимает газ, около 25% – уголь, остальная незначительная часть – мазут.
При высоком удельном весе металлургической промышленности в структуре электропотребления Челябэнерго значительно усиливается риск потери потребителя. Во-первых, по причине достаточно высокой эластичности спроса на электроэнергию металлургических предприятий (мы оцениваем предприятия черной и цветной металлургии как наиболее чувствительные к изменениям цен на электроэнергию), а во-вторых, за счет альтернативы строительства собственных генерирующих мощностей крупными потребителями (как, например, Ашинский МЗ).
Мы смоделировали процесс ценообразования по принципу замыкающей станции по ЕЭС России с учетом возможности межсистемных перетоков, динамики цен на топливо для электростанций, платежеспособности спроса на электроэнергию различных групп потребителей в различных районах, а также прочих факторов (очередность загрузки генерирующих мощностей, необходимые уровни резервов и т.д.). Мы пока оставили все наши прогнозы по развитию рынка в рамках модели, описанной в отраслевом обзоре (в частности цена на газ – 37.5 долларов за т.у.т.). Однако в настоящий момент мы пересматриваем эти прогнозы в сторону увеличения.
Мы получили равновесную рыночную цену в ценовой зоне ОЭС Урала на уровне $0.0215 за кВтч. Как видно из рисунка 2, Аргаяшская ТЭЦ (250 МВт) оказывается неконкурентоспособной. Это не означает, что она не будет работать совсем – необходимая выработка тепла будет осуществляться, что будет означать и выработку электроэнергии, как побочного продукта, однако, мы оцениваем стоимость этой выработки в ноль, т.к. она будет либо убыточна, либо близка по себестоимости к замыкающему тарифу и будет лишь покрывать все затраты станции (в том числе и условно-постоянные).
Соответственно, мы оцениваем стоимость Аргаяшской ТЭЦ для акционеров равной нулю. Хотя, если эта станция будет продана промышленным потребителям, ее стоимость может оказаться на неплохом уровне. Однако мы пока не рассматриваем такую возможность.
Южноуральская ГРЭС планируется к включению в состав тепловой ОГК, правда, условия выделения станции пока остаются под вопросом.
Определив потенциальную степень загрузки электростанций Челябэнерго и равновесную рыночную цену на электроэнергию по ОЭС Урала с учетом возможностей перетоков между другими ОЭС методом дисконтированных денежных потоков, мы оценили стоимость генерирующих активов Челябэнерго.
При дисконтировании денежных потоков мы учитывали дисконт на риск возможного поглощения генерирующих мощностей заинтересованными в дешевой энергии потребителями, в частности металлургическими заводами. Т.к. наличие различных договоренностей (имеется в виду упомянутые договоренности на покупку второй и третьей ТЭЦ «Мечелом», упомянутый выше) существует, мы применяем к стоимости этих генерирующих активов дисконт в 20%.
К тому же мы приняли довольно высокую ставку дисконтирования – 16%, что отражает на наш взгляд высокие риски, связанные с реформированием отрасли.
За операционный период мы брали 10 лет от завершения основных структурных преобразований в отрасли (конец 2005 - начало 2006 года), считая что после 2015 года генерирующие активы Челябэнерго будут полностью физически и морально изношены и вытеснены с рынка более эффективными мощностями (почти половина генерирующих мощностей Челябэнерго было введено в 30–50-е года прошлого века).
Таким образом, мы получили стоимость генерации Челябэнерго.
| Название станции | Установленная мощность, МВт | Стоимость, млн. долларов без 20% дисконта | Стоимость, млн. долларов с 20% дисконтом |
| Аргаяшская ТЭЦ | 250 | 0 | 0 |
| Челябинская ТЭЦ-1 | 165 | 4.29 | 3.432 |
| Челябинская ТЭЦ-2 | 320 | 12.62 | 10.096 |
| Челябинская ТЭЦ-3 | 180 | 11.94 | 9.552 |
| Челябинская ГРЭС | 82 | 3.94 | 3.152 |
| Итого генерация | 1629 | 32.79 | 26.232 |
Рассчитанная по методу дисконтируемых денежных потоков стоимость Южноуральской ГРЭС (882 МВт) составляет порядка $ 21,5 млн. долларов. Однако к станции не применяется дисконт именно по причине ее выделения в ОГК. Таким образом, стоимость Южноуральской ГРЭС мы оцениваем в 21.5 млн. долларов.
Стоимость генерирующих активов Челябэнерго составляет 26 + 21.5 = 47.5 млн. долларов.
ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ АКТИВЫ
Ранее мы оценивали сетевые активы предприятий электроэнергетики методом аналогов, сравнивая с приватизированными распределительными сетями на Украине и в Грузии, считая, что в силу технологических особенностей передачи электроэнергии, сетевые активы будут оценены примерно одинаково инвесторами с поправкой на степень износа, структуру конечных потребителей и их платежеспособность.
Однако теперь, не отрицая возможности и корректности применения метода аналогов, мы оцениваем стоимость сетевых активов также и методом дисконтированных денежных потоков, т.к. появляются факторы, на наш взгляд, имеющие существенное влияние на оценку стоимости сетевых активов АО-энерго.
Метод дисконтированных денежных потоков
Прежде всего, необходимо определить стоимость отдельно распределительных и магистральных сетей.
Анализируя структуру потребителей электроэнергии Челябэнерго, можно заключить, что по магистральным сетям (свыше 220 кВ), которые впоследствии будут переданы в ММСК передается порядка 12 млрд. кВтч в год.
Еще порядка 5 млрд. кВтч распределяется по распределительным сетям высокого напряжения (110 – 60 кВ), около 10 млрд. кВтч распределяется на более низком напряжении (60 – 0,4 кВ).
| Наименование отраслей | Электро-потребление, млрд. кВтч | Структура потребления, % |
| Промышленность, в том числе: | 18,56 | 67,9 |
| Черная металлургия | 12,36 | 45,3 |
| Цветная металлургия | 2 | 7,3 |
| Машиностроение | 2,01 | 7,4 |
| Транспорт | 2,35 | 8,6 |
| Быт, коммунальное хозяйство и сфера услуг | 5,47 | 20 |
| Прочие отрасли | 0,93 | 3,5 |
| Всего потреблено по Челябэнерго | 27,31 | 100 |
За стоимость передачи электроэнергии по сетям каждого класса напряжения мы взяли среднюю оценочную цену по классам напряжения, рассчитанную в соответствии с данными, содержащимися в постановлении РЭК об уровнях тарифа на электрическую энергию для Челябинской области.
| Класс напряжения | Объем передачи, млн. кВтч/год | Стоимость передачи, $/кВтч |
| Свыше 220 кВ | 12 000 | 0,003 |
| 110 – 60 кВ | 15 000* | 0,0044 |
| 60-0,4 кВ | 10 000 | 0,0117 |
Так как деятельность компаний по передаче и распределению сетей, согласно законодательству о реформировании электроэнергетики, будет регулируема государством, то одним из принципов регулирования будет установление нормы доходности сетевого бизнеса. Мы считаем, что уровень нормы прибыли сетевого бизнеса будет составлять порядка 15% (без учета налога). На Украине, например, эта норма составила 17%.
Магистральные сетевые активы будут переданы (проданы) в ФСК, что предполагает введение дисконта на то, что компенсация может быть неадекватной, однако, если пропорциональное разделение активов АО-энерго все же произойдет, то возможен рост спроса на акции магистральных сетевых компаний, обусловленный, прежде всего, необходимостью государства увеличить свою долю в ФСК до 75% до окончания реформирования электроэнергетики. Соответственно, возможен также и рост стоимости акций данных компаний.
Однако т.к. в настоящее время достаточно трудно оценить последствия разделения, а потом консолидации бизнесов в электроэнергетике, а, самое главное, как будут компенсированы возможные потери миноритарных акционеров, то мы считаем, что ставка дисконтирования в 16% будет соответствовать риску неопределенности процесса реформирования предприятий электроэнергетики.
За продолжительность операционного периода функционирования имеющейся на балансе Челябэнерго электросетевой инфраструктуры мы взяли 15 лет, принимая во внимание степень изношенности сетей и тот факт, что по истечении указанного срока DCF от функционирования этих активов будет близок к нулю.
Таким образом, мы получили стоимость электросетевого бизнеса Челябэнерго, рассчитанного методом DCF в размере 151,42 млн. долларов.
Процедура объединения распределительных активов Челябэнерго с активами муниципалитетов может привести к потере значительной доли стоимости для акционеров. Кроме того, часть сетей находится в собственности промышленных предприятий, что также снижает нашу оценку распределительного бизнеса. Это снижает оценку сетевой инфраструктуры Челябэнерго, по нашим расчетам, на 30%.
Существует большая вероятность того, что муниципальные активы будут передаваться Челябэнерго за долги, однако, необходимость крупных финансовых вложений в модернизацию бывшей муниципальной распределительной инфраструктуры создает дополнительные риски возврата вложенного капитала.
Следовательно, скорректированная величина стоимости электросетевых активов Челябэнерго составляет 106 млн. $.
Метод аналогов также является вполне применимым к оценке стоимости сетевых активов Челябэнерго
При расчете методом аналогов мы рассматривали приватизацию украинских облэнерго, грузинской электросетевой компании «Тэласи», а также распределительных сетей Армении.
| Стоимость сетей при покупке,млн.$ | Объем реализации электроэнергии,млн.кВтч | Удельная стоимость сетей, $ за 1 кВтч реализованной электроэнергии | |
| Херсоноблэнерго (Украина) | 31,9 | 1366 | 0,0234 |
| Киевоблэнерго (Украина) | 61,4 | 3063 | 0,0200 |
| Ровнооблэнерго (Украина) | 30,90 | 1617 | 0,0191 |
| Житомироблэнерго (Украина) | 46,9 | 2000 | 0,0235 |
| Кировоградоблэнерго (Украина) | 32 | 2608 | 0,0123 |
| Теласи (Грузия) | 33,3 | 4858 | 0,0069 |
| Распределительные сети Армении | 40,0 | 3600 | 0,0111 |
| Среднее | 0,0145* |
Данное среднее значение является в определенной мере условным, т.к. не учитывает особенности функционирования российской электроэнергетики. Поэтому к рассчитанному среднему значению применяется ряд мультипликаторов.
В результате анализа мы выявили закономерность стоимости приобретенной электросетевой компании от структуры потребителей. Оценка проводилась по сетевым компаниям Украины, т.к. для установления зависимости необходимо было рассматривать наиболее близкие по внешней среде компании.
| Группа потребителей | Херсон-облэнерго | Киев-облэнерго | Ровно-облэнерго | Челябэнерго |
| Промышленность | 17.97% | 28.67% | 58.10% | 67.90% |
| Сельское хозяйство | 9.42% | 9.71% | 4.20% | 2.40% |
| Транспорт | 3.91% | 17.86% | 7.80% | 8.60% |
| Население и услуги | 51.49% | 25.26% | 22.30% | 20.00% |
| Прочие потребители | 17.21% | 18.50% | 7.60% | 1.1%, |
| Итого: | 100.00% | 100.00% | 100.00% | 100.00% |
| Стоимость компании, долл. за кВтч реализованной энергии | 0,0234 | 0,0200 | 0,0191 |
Такая корреляция объясняется, прежде всего, тем, что чем больше потребление на низком напряжении (в том числе быт и сфера услуг) в натуральном выражении, тем более высокую стоимость имеет бизнес, особенно в условиях отсутствия перекрестного субсидирования.
Доля бытовых потребителей в структуре Челябэнерго сопоставима с рядом украинских облэнерго, однако, все же чуть меньше. Мы оцениваем дисконт на низкую долю сферы услуг и быта и высокую долю промышленных потребителей с подключением на высоких мощностях в размере 5% от рассчитанной ранее средней величины удельной стоимости сетевых активов.
Также как и в методе DCF мы учитываем дисконт на возможный выкуп/модернизацию распределительных активов муниципалитетов в размере 30%.
Т.к. сетевые активы будут окончательно выделены в самостоятельные организации только в 2006 году, а соответственно, получат «оценку рынком» лишь к этому периоду времени, то мы применяем дисконтирование к 2006 году со ставкой дисконта в 16%, что отражает высокие риски реформирования в этом периоде. Соответственно дисконт к стоимости будет составлять порядка 36%.
Мультипликаторная корректировка удельной стоимости сетевых активов Челябэнерго
| Мультипликаторы и соответствующие результаты | Величина |
| Средняя начальная удельная стоимость сетевых активов Челябэнерго, $/кВтч | 0,0145 |
| Дисконт на низкую долю быта и сферы услуг, % | 5% |
| Удельная стоимость сетевых активов Челябэнерго после соответствующего дисконта, $/кВтч | 0,0138 |
| Дисконт на выкуп/модернизацию распределительных активов муниципалитетов | 30% |
| Удельная стоимость сетевых активов Челябэнерго после соответствующего дисконта, $/кВтч | 0,0097 |
| Дисконтирование к 2006 году, % | 36% |
| Итоговая удельная стоимость сетевых активов Челябэнерго, $/кВтч | 0,0063 |
Таким образом, метод аналогов позволяет оценить стоимость электросетевого бизнеса Челябэнерго в следующем размере:
| Объем реализации электроэнергии, млн. кВтч/год | Удельная стоимость сетевых активов Челябэнерго после соответствующего дисконта, $/кВтч | Стоимость электросетевого бизнеса Челябэнерго, млн. $ |
| 27310 | 0,0063 | 171 |
Таким образом, мы получили две оценки стоимости электросетевых активов Челябэнерго: методом DCF – 106 млн. $ и методом аналогов – 171 млн. $.
Оба метода, являются достаточно объективными, поэтому для получения результирующего значения стоимости сетевого бизнеса Челябэнерго берем среднюю взвешенную величину этих двух оценок в 138 млн. долл.
ТЕПЛОГЕНЕРАЦИЯ И ТЕПЛОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ
На наш взгляд, теплогенерация может представлять собой прибыльный бизнес, однако, существующая тенденция к децентрализации теплоснабжения потребителей, государственное регулирование теплогенерирующего и теплопередающего процессов, а также неопределенность в отношении стратегии теплофикации РАО «ЕЭС России» не позволяет произвести адекватную оценку теплогенерирующего и передающего бизнеса.
Мы оцениваем стоимость теплового бизнеса Челябэнерго равным нулю, т.к. в настоящий момент продажи тепла в большинстве регионов убыточны либо обеспечивают нулевую рентабельность, значительная часть теплосетей изношена, а госрегулирование тарифов не позволит получать значительные доходы от этого вида бизнеса.
СТОИМОСТЬ КОМПАНИИ ДЛЯ АКЦИОНЕРОВ
Мы оцениваем стоимость акций Челябэнерго для акционеров на уровне $ 0,0301 за обыкновенную акцию и присваиваем рекомендацию покупать.
Основную стоимость для акционеров будут представлять электросетевые активы.
Теплогенерация и теплораспределение, которые оценены нами в ноль, также могут представлять определенную ценность для акционеров. Соответственно, рассчитанная величина стоимости компании будет являться достаточно консервативной.
| Стоимость сетевых активов, млн. долларов | 138 |
| Стоимость генерирующих активов, млн. долларов | 48 |
| Стоимость компании, млн. долларов | 186 |
| Чистый долг компании, млн. долларов | 11 |
| Стоимость компании для акционеров, млн. долларов | 175 |
| Стоимость одной обыкновенной акции, долларов | 0,0376 |
| Дисконт на неконтрольный характер пакета, % | 20 |
| Стоимость одной обыкновенной акции с учетом дисконта, долларов | 0,0301 |
| Превышение над текущей рыночной ценой, % | 34 |
| Рекомендация | Покупать |