Цепочка создания ценности в российской электроэнергетике или где спрятана маржа?

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Экономические науки
Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

УДК 332. 01.
М. Н. Кочугуева
канд. эконом. наук, доц. каф. менеджмента и маркетинга МГЛУ- e-mail: mnk4444@rambler. ru
ЦЕПОЧКА СОЗДАНИЯ ЦЕННОСТИ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ ИЛИ ГДЕ СПРЯТАНА МАРЖА?
Целью данного исследования является построение и анализ отраслевой цепочеки создания стоимости. Объктом исследования выступает российская элек-тро- и теплоэнергетика. В работе дано описание отрасли и проведено построение и анализ цепочки создания стоимости в российской тепло и электроэнергетике.
Ключевые слова: цепочка создания стоимости- электроэнергетика России- теплоэнергетика России- распределение добавленной стоимости.
Kochugueva M. N.
Candidate of Economics, Associate Prof. of the Chair of Management and Marketing MSLU- e-mail: kochugueva. margarita@rambler. ru
VALUE CHAIN IN THE RUSSIAN POWER INDUSTRY OR WHERE IS HIDDEN MARGIN?
Aim of this work is the construction and analysis of value chain. Object of research is Russian power and cogeneration industries. The work is included methodology, construction and analysis of value chain in Russian power and cogeneration industries.
Key words: value chain- Russian power industry- Russian cogeneration industry- distribution added value.
1. Отраслевая цепочка создания добавленной стоимости
Приоритетность инвестирования во многом предопределяется тем, в каких сегментах отрасли сосредоточены максимальная маржа и рентабельность на вложенный капитал. В решении этой задачи может быть полезен отраслевой анализ, основанный на построении и анализе цепочек создания стоимости (ценности). Понятие «цепочка ценностей» было введено в научный оборот М. Портером и далее развито в работах Дж. Шанка и В. Говиндараджана применительно к отраслевым и глобальным цепочкам создания добавленной стоимости [4]. Подобный анализ для определения точек приложения
капитала не потерял своей актуальности, что связано с простотой и удобством используемого подхода.
Понятие «цепочка создания стоимости» представляет собой весь комплекс различных видов производственно-хозяйственной деятельности, обеспечивающей прохождение продуктом полного цикла: разработку — производство — доставку конечному потребителю — утилизацию после использования. Операционная маржа при этом представляет собой разницу между валовым доходом и общими затратами, связанными с отдельными операциями. Контроль над этими затратами и добавление стоимости отдельным операциям являются чрезвычайно важными для достижения и удержания конкурентного преимущества с точки зрения краткосрочных и долгосрочных прибылей фирмы.
Таблица 1
Пример отраслевой цепочки
Стратегический вид экономической деятельности (СВЭД) Прибыль (EBITDA)1 для каждого СВЭД % от общей прибыли отрасли для каждого СВЭД ТА2 для каждого СВЭД % от общей TA отрасли для каждого СВЭД EBITDA/TA для каждого СВЭД
1
2
3 и т. д.
Отраслевая цепочка ценностей отражает добавление стоимости, начиная с добычи и переработки исходного сырья, заканчивая производством, сбытом и обслуживанием готового товара. В каждом элементе отраслевой цепочки образуются определенные затраты и добавляется какая-то маржа (см. табл. 1).
Основные этапы построения отраслевой цепочки следующие:
1) выделение СВЭД в отрасли и выявление стратегических альтернатив внутри СВЭД-
2) определение стоимости активов, доходов, затрат и прибыли (валовой или операционной) для каждого СВЭД-
3) определение затратообразующих факторов для каждого СВЭД (в данной работе не рассматриваются).
Представленный ниже анализ цепочек создания стоимости в электро- и теплоэнергетике России выполнен на основе концептуальных положений, изложенных в работах вышеупомянутых авторов
и дополнен работами института IDS (Institute of Development Studies). Идея статьи состоит в анализе процесса формирования стоимости конечного продукта (электроэнергии и теплоэнергии) и выработки рекомендаций по потенциальным направлениям инвестирования в отрасли.
Эмпирическая основа исследования — отчетность предприятий сектора электро- и теплоэнергетики России за 2011 г. (5 ОГК (оптовые генерирующие компании) и 14 ТГК (тепловые генерирующие компании), ФСК ЕЭС (Федеральная сетевая компания единой энергосистемы), МРСК холдинг (Межрегиональный распределяющий сетевой холдинг) и энергосбыты). На основе данных материалов автороми построены цепочки создания стоимости (ценности) предприятиями электро- и теплоэнергетики РФ, которые представлены в табл. 6 и 7.
2. Создание отраслевой цепочки на базе российской электроэнергетики
Российская электроэнергетика является одной из крупнейших в мире. Объем выработки электроэнергии, согласно данным Росстата, составил в 2011 г. 1 052 млрд кВт ч (киловатт в час), что на 1.4% превысило уровень 2010 г. и на 10% больше показателя 2005 г. При этом, объем установленной мощности электростанций превысил 218 ГВт.
До недавнего времени тарифы в отрасли были полностью фиксированы государством. Однако уже в 2011 г. начались полноценные продажи электроэнергии на бирже и в те же годы произошел ввод первых объектов по ДПМ (договор на поставку мощности), а также первые конкурсы по КОМ (конкурентный отбор мощности), что стало апогеем реформы в отрасли. В это же время произошел переход на RAB (return on asset base — прибыльность активов) — регулирование как ФСК ЕЭС, так и ряда филиалов МРСК холдинга. Так что, можно сказать, что данные за 2011 г. наиболее репрезентативны среди всех имеющихся, так как существенная часть отрасли перешла в это время на частные и условночастные способы хозяйствования.
1 Доход до уплаты процентов налогов, амортизации.
2 Совокупные активы компании!
Для того, чтобы осуществить отраслевой анализ нам потребуется для начала обозначить стратегические виды экономической деятельности (СВЭД) в отрасли, представленных в табл. 2.
Таблица 2
Характеристика СВЭД в российской электроэнергетике1
Название подотрасли Описание
Генерация Генерирование электроэнергии (теплоэнергии)
Магистральные сети Передача электро- и теплоэнергии между разными ЗСП (зонами свободного перетока), т. е. регионами
Распределяющие сети (МРСК) Передача электро- и теплоэнергии в рамках одного региона
Сети местного значения (ТСО) Передача электро- и теплоэнергии в рамках одного района города
Энергосбыты Продажа электро- и теплоэнергии и мощности конечным потребителям
На следующем этапе нами были рассчитаны среднеотраслевые значения как конечной цены на электроэнергию (теплоэнергию), так и для каждого СВЭД (без НДС и вкл. цены на мощность) в среднем за 2011 г. в расчете на 1 МВТч (1 Гкал). Кроме того, были рассчитаны отраслевые уровни расходов на сырье и материалы и величина операционных расходов (кроме амортизации)2.
Цены на электричество в подсегменте генераторов (как и в сегменте энергосбытов) были рассчитаны, исходя из деления выручки в денежном эквиваленте на величину отпущенного электричества (за вычетом теплоэнергии и в случае ТГК на стоимость транспортировки теплоэнергии — цены по фиксированному тарифу). Ситуация упрощалась тем, что большинство генераторов в своей отчетности разделяют источники получения выручки. В случае сетей все было легче, так как вся выручка попадала в МРСК холдинг, а откуда уже и распределялась в ФСК ЕЭС и ТСО.
Далее были рассчитаны значения DM (Direct Materials — прямые материалы) или расходы на сырье и материалы для каждого СВЭД как произведение среднего по выборке удельного расхода топлива (УРТ) на цену средневзвешенного по выборке топлива, выраженного в условном топливе.
1 Приводится по: [2].
2 Все в расчете на 1 МВтч.
Таблица 3
Пример распределения теплового тарифа по областям и составляющим
Название области Тариф средний генерация тепла (руб. / Гкал) 2011 Тариф средний передача тепла (руб. / Гкал) 2011 Тариф средний сбыт тепла (руб. / Гкал) 2011
ТГК 10
Тюмень 570 363,6207 49,13 793
Сургут 1053 671,7414 90,77 586
Челябинск 630 401,8966 54,31 034
ТГК 14
Чита 813 518,6379 70,8 621
Бурятия 813 518,6379 70,8 621
ТГК1
Петербург 1000 637,931 86,2069
Таблица 4
Распределение электрического тарифа между основными составляющими (без НДС)1
Тариф средний генерации электроэнергии (руб. / МВтч) 2011 г. Цена продажи после передачи ээ ФСК ЕЭС (руб. / МВтч) 2011 г. Цена продажи после передачи ээ МРСК холдинг (руб. / МВтч) 2011 г. Цена продажи после передачи ээ ТСО руб. / МВтч) 2011 г. Средний конечная цена сбыт ээ (руб. /МВтч) 2011 г.
РФ 1513 1887 2725 2906 3059
Средневзвешенная цена топлива, была рассчитана, исходя из цен на уголь, газ и мазут за 2011 г., опубликованных как Газпромом, так и самими генераторами, которые взвешивались по объемам использования того или иного вида топлива при производстве элек-тро- и теплоэнергии.
УРТ по выборке для производства электроэнергии в целом считался как взвешенное по объемам производства разных генераторов. Для производства теплоэнергии УРТ считался равным 150 кг у. т. на 1 Гкал (гигакалория) как отраслевой стандарт, так при анализе оказалось, что разницы между компаниями по УРТ в тепле практически нет.
1 Приводится по: [3].
Таблица 5
Топливный энергобаланс в разрезе ТЭС (в %)
Название компании Доля топлива в использовании
газ 2011 г. уголь 2011 г. мазут 2011 г.
ОГК-1 89 10 1
ОГК-2+6 65 35 1
ОГК-3 62 37 1
ОГК-4 82 18
ОГК-5 48 50 2
ТГК-1 44 4 2
ТГК-2 55 15 30
ТГК-3 (Мосэнерго) 95 2 3
ТГК-4 98 1 1
ТГК-5 71 23 6
ТГК-6 90 6 4
ТГК-7 (Волжская) 98 1 1
ТГК-8 90 9 1
ТГК-9 79 18 3
ТГК-10 94 5 1
ТГК-11 48 50 2
ТГК-12 (Кузбассэнерго) 4 94 2
ТГК-13 98 2
ТГК-14 98 2
? ОГК1
? ОГК 2
?огкз
? ОГК 4
¦ ОГК 5
? ТГК1
? ТГК2
? ТГКЗ
¦ ТГК4
? ТГК5
? ТГК6
? ТГК7
? ТГК8
? ТГК9
? ТГК10
? ТГК11
? ТГК12
? ТГК13
? ТГК14? среднее
Рис. 1. Сводная таблица УРТ по компаниям1 1 Составлено по: [2].
Для остальных же СВЭД DM — это цена покупки электричества (теплоэнергии) у предыдущего звена в цепочке.
Далее, были посчитаны значения отраслевых операционных издержек по видам СВЭД на 1 Мвт в год (без амортизации). Для этого из очищенных от теплоэнергии (электроэнергии) операционных издержек вычитаются топливные издержки и амортизация. Результат (на 1 Мвт в год) по генераторам показан ниже. Что касается причин, связанных с высокой волатильностью показателя, то их две. Во-первых, это причины, связанные со структурой владения (у госкомпаний расходы, выше, чем в частных) — во-вторых, причины, связанные с излишним владением теплосетями (в случае ТГК), т. е. с расходами на их ремонт, и уровнем цен и зарплат в том или ином регионе, а также с различием в КИУМе (коэффициенте использования установленной мощности), т. е. некоторым компаниям приходится содержать станции, практически не вырабатывающие электричества, но при этом находящиеся в резерве мощности ЗСП (зона свободного перетока).
------------------------1----------------------1----------------------1----------------------1----------------------1---------------------
? 2 4 6 8 10 12
Рис. 2. Распределение нетопливных издержек (не включая амортизацию) по выборке
Таблица 7
Расчет относительной стоимости активов и доли EBITDA для каждого СВЭД1
Производство электроэнергии Производство теплоэнергии
Прибыль (EBITDA) % от общей прибыли ТА % от общей ТА EBITDA/ Т А Виды деятельности (номер строки) Прибыль (EBITDA) ТА % от общей ТА
215 26,45 2600 30,31 0,08 Производство энергии (1) Производство теплоэнергии -109 505 65
247 30,38 3500 40,80 0,07 Передача энергии (сети) ФСК (2)
273 33,58 1335 15,56 0,20 Передача энергии (сети) МРСК (3)
9 1,11 760 8,86 0,01 Передача энергии (сети) ТСО (4) Передача теплоэнергии (сети) 54,5 248 31,9
69 8,49 383 4,46 0,18 Сбыт энергии (5) Сбыт теплоэнергии -2,5 24 3,1
813 100 8578 (6) -57 777 100
1 Составлено на основе табл. 6
Вестник МГЛУ. Выпуск 6 (692) / 2014
Для сетевых и сбытовых компаний берутся обычные операционные издержки (без амортизации) и делятся на объем переданной или реализованной электро- и теплоэнергии. После чего берется (во всех СВЭД) средневзвешенная по объему произведенной /переданной / проданной электроэнергии (теплоэнергии).
Проведя первичный анализ, мы может представить СВЭД в рамках отраслевой цепочки ценностей и расчету EBITDА.
Таблица 6
Цепочка создания стоимости в сфере электро- и теплоэнергии1
Производство теплоэнергии
1 P 516 (58%)4
2 DM 465
3 OC (ехс. D& amp-A) 160
4 EBITDA -109
Передача теплоэнергии (сети)
5 P 516+329,5=845,5 (30%)
6 DM 578
7 OC (ехсЫтд D& amp-A) 275
8 EBITDA 54,5
Сбыт теплоэнергии
9 P 578+266,5+44,5=890 (5%)
Производство электроэнергии
P2 1513
DM 898
OC (ехс. D& amp-A)3 400
ЕВТОА 215
Передача энергии (сети) ФСК
Р 1887
DM 1513
ОС (ехс. D& amp-A) 127
EBITDA 247
Передача энергии (сети) МРСК
Р 2725
DM 1887
ОС (ехс. D& amp-A) 565
EBITDA 273
Передача энергии (сети) ТСО
Р 2906
DM 2725
ОС (ехс. D& amp-A) 172
EBITDA 9
Сбыт энергии
Р 3059
DM 2906
ОС (ехс. D& amp-A) 84
EBITDA 69
1 Составлено автором на основе табл. 4.
2 Цена реализации.
3 Операционные издержки за вычетом амортизации.
4 Доля от общего тарифа или (516 / 890)%.
Зная величину маржи и общих активов в выборке, мы можем рассчитать относительные величины по каждому СВЭД, представленных в табл. 7.
3. Результаты и выводы
1. Производство теплоэнергии в среднем по стране было устойчиво убыточным в 2011 г. (строки 4 табл. 6), что объясняется «нелиберализованностью» рынка и «социальностью» такой услуги, как горячая вода и теплоснабжение. В частности, только 58% от общего тарифа достается генераторам (1 строка табл. 6) при 65%о от общей величины TA (строка 1 табл. 7), против 37% достающимся сетям (5 строка табл. 6) при 31,9% общего TA (строка 4 табл. 7) и 5% уходящим сбытам (9 строка табл. 6) при 3,1% общего ТА (строка 5 табл. 7). Причина, вероятно, заключается в особенностях владения и перекрестного субсидирования «по-русски». В частности, тепловые генераторы, несмотря на устойчивую убыточность выработки тепла, не могут ее прекратить, так как для них тепло-побочный продукт при выработке электроэнергии, производство которого нельзя прекратить. Убытки же от его производства ТГК компенсируют через продажи мощности, например, по схеме «вынужденный генератор» и электроэнергии на оптовом рынке. Что же касается теплосетей, то здесь пока работает логика регулирования тарифа типа «издержки+». А, кроме того, часто сети принадлежат МУПам (муниципальным унитарным предприятиям) или вообще непонятно кому, т. е. не могут компенсировать свои издержки за счет других направлений (как в случае вертикальной интеграции генерации, сетей и сбытов), постоянно наращивают непонятно куда уходящие издержки и требуют полной замены труб каждые 5 лет (на что и уходит вся прибыль, если конечно она не растворяется в прочих издержках «по дороге»). Решением проблемы могло бы послужить введение долгосрочного RAB-регулирования в теплосетях и передача муниципальных сетей в долгосрочную аренду (10−15 лет) или продажа частным компаниям (ТГК и крупным энергохолдингам типа ЕвроСибэнерго и Газпром), что на текущий момент и реализуется на законодательном уровне.
2. Что касается рынка электроэнергии, то и здесь стоит отметить ряд несоответствий между долями в общеотраслевой прибыли и активами. Во-первых, это низкие результаты по доле EBITDA относительно доли в активах в секторе генерации электроэнергии
и магистральных сетей (ФСК ЕЭС). При этом стоит отметить, что аналог ROA в этом исследовании (EBITDA/TA) показал близкие значения у этих двух подотраслей 8% у генерации (1 строка табл. 7) и 7% у ФСК ЕЭС (2 строка табл. 7).
3. В случае ФСК ЕЭС низкая норма EBITDA относительно постоянна и связана с долгосрочным контролем государства над компанией и относительно низкой изношенностью сетей компании, что позволяет несколько сильнее, чем, например, в случае МРСК ограничивать тариф.
4. В случае же генерации ситуация временная и связана с протяженностью во времени сдачи новых объектов по ДПМ контрактам и выводом из эксплуатации неэффективных мощностей. Соответственно, в перспективе 2014−2015 гг., когда намечается окончание сроков ввода новых мощностей, доля подсектора в общеотраслевой EBITDA сильно вырастет.
5. Также стоит отметить несоответствие доли EBITDA относительно общих активов в случаях сегментов распределительных сетей (МРСК) и энергосбытов. Так, имея 33,5% прибыли от общей EBITDA, доля МРСК холдинга в общих энергоактивах составляет всего порядка 15% (3 строка табл. 7) — для энергосбытов эти соотношения 8,49% по доле в EBITDA и 4,46% для активов (5 строка табл. 7).
6. В случае энергосбытов, это связано с возможностью дифференцировать цены продаваемой мощности для разных типов потребителей. В 2012 г. эта лазейка была закрыта, поэтому можно ожидать снижения доли в общеотраслевой EBITDA до 4−5%.
7. В конце стоит упомянуть подсектор ТСО компаний. Аномально низкая доля прибыли тут связана с тем, что, во-первых, часто эти сети являются бесхозными, а, во-вторых, есть существенные опасения относительно серьезного завышения собственных расходов и потерь электроэнергии ТСО. Соответственно, до тех пор, пока, например, местные филиалы МРСК холдинга не поглотят существенную часть ТСО, доля в официальной прибыли так и останется на уровне порядка 1% при величине общих активов под 9% (4 строка табл. 7).
8. В целом, стоит отметить, что по итогам исследования, наибольшим потенциалом, с точки зрения концентрации маржи, обладает сегмент разводящих сетей (МРСК) и энергосбытовой сегмент.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Комплексные Энергосистемы [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http: // www. ies-holding. com/
2. ТГК 14 [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http: // www. tgk-14. com/
3. Холдинг МРСК [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http: // www. holding-mrsk. ru/
4. Шанк Дж., Говиндараджан В. Стратегическое управление затратами: Новые методы увеличения конкурентоспособности. — СПб.: Бизнес Микро, 1999. — 288 с.

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой