|
| | | | Проблемы современной экономики, N 4 (68), 2018 | | | | ЭКОНОМИКА, УПРАВЛЕНИЕ И УЧЕТ НА ПРЕДПРИЯТИИ | | | Сотов Д. И.
ассистент Высшей школы бизнеса Казанского (Приволжского) федерального университета
| |
| | | | | Традиционные научные подходы и методы управления экономическими системами зачастую не позволяют анализировать и адекватно реагировать на изменяющуюся макро-, мезо-, микроэкономическую среду. Возможным инструментарием прогнозирования и превентивного реагирования на изменяющиеся условия является разработка и реализация стратегии развития компании. При этом, ключевым вопросом является оценка возможной эффективности стратегии. В статье предлагается использование сценарного подхода при оценке эффективности реализации стратегии на примере энергетической отрасли Республики Татарстан | | Ключевые слова: Республика Татарстан, энергетическая компания, стратегическое развитие компании, оценка эффективности, сценарный анализ, индикаторы мониторинга процесса реализации стратегии, показатель экономической добавленной стоимости (EVA) | | УДК 338.27; ББК 65.054 Стр: 93 - 98 |
Сценарный подход в планировании используется как альтернатива линейному планированию, который может быть недостаточно эффективным при построении стратегических планов и прогнозов, особенно в период экономической нестабильности.
Главный инструмент сценарного планирования — сценарный анализ — применяющийся для стратегического управления процессами с высоким уровнем неопределенности, которые протекают в турбулентной среде. В общем смысле, сценарный анализ должен дать набор детальных описаний последовательности событий, которые с прогнозируемой вероятностью могут привести к желаемому или планируемому конечному состоянию или к возможным исходам, при рассматриваемых вариантах развития. Сценарии позволяют анализировать и планировать нестандартные ситуации, оценить как можно и как нужно воздействовать на процессы, приводящие к приемлемым и неприемлемым для организации исходам.
На основе анализа литературы и проведенных исследований, посвященных методикам проведения процедуры сценарного планирования в организации [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8], автором систематизированы ключевые этапы проведения процедуры сценарного планирования и разработаны практические рекомендации, учитывающие особенности реализации каждого этапа (рис. 1). | | |  | | Рис. 1. Этапы реализации процедуры сценарного планирования |
С 2012 г. в Республике Татарстан реализуется стратегия структурной трансформации ключевых энергетических компаний — АО «Татэнерго», АО «Казанская теплосетевая компания», АО «Набережночелнинская теплосетевая компания», заключающаяся в их консолидации в рамках одного юридического лица (АО «Татэнерго») в целях повышения эффективности производства, транспортировки и реализации тепловой энергии.
Так, в рамках реализации стратегии, в конце 2017 г. АО «Набережночелнинская теплосетевая компания» была присоединена к АО «Татэнерго». В настоящее время реализуются процедуры присоединения АО «Казанская теплосетевая компания» к АО «Татэнерго» [9].
Основными задачами реализации вышеописанной стратегии структурной трансформации являются следующие:
● обеспечение единства технологической политики в теплоэнергетике;
● улучшение ситуации с подключением к сетям — более гибкий подход к потребителям, подавшим заявки на подключение, с учетом перспективы максимальной загрузки оборудования в комбинированной выработке и развития тепловых сетей;
● снижение операционных затрат, связанных с производством, транспортировкой и распределением тепловой энергии, что, в конечном счете, должно привести к уменьшению уровня тарифов на услуги теплоснабжения населения;
● повышение инвестиционной привлекательности трансформируемых предприятий;
● синхронизация инвестиционных программ — как по срокам выполнения работ, так и по проводимым мероприятиям, с определением приоритета работ, обладающих наибольшим эффектом как для потребителей, так и для энергокомпании, с перераспределением средств внутри компании (между производством и передачей тепловой энергии). Кроме того, в рамках объединенной компании срабатывает эффект масштаба как при закупочной деятельности, так и при выполнении работ;
● повышение качества и надежности теплоснабжения — выбор оптимальных режимов работы оборудования в единой технологической политике, единый подход к модернизации и реконструкции оборудования, выбор единого поставщика, подрядчика, единая кадровая политика, система стимулирования персонала, нацеленность на единый конечный результат работы, направленной на реализацию тепловой энергии потребителю, позволит повысить качество и надежность теплоснабжения;
● создание единого непрерывного цикла производства, передачи и распределения тепловой энергии;
● оптимизация структуры тарифов на теплоснабжение потребителей-физических лиц, повышение прозрачности их формирования.
Проведение сценарного анализа вышеописанной стратегии структурной трансформации предлагается осуществлять в соответствии со схемой, указанной на рис. 1.
1) Этап 1: «Анализ актуальной бизнес-среды и текущего финансово-экономического состояния компании».
Основной генерирующей компанией Республики Татарстан является АО «Татэнерго», которая состоит из [9]:
● Казанской ТЭЦ 1 (электрическая мощность — 220 МВт; тепловая мощность — 630 Гкал/час),
● Казанской ТЭЦ 2 (электрическая мощность — 410 МВт; тепловая мощность — 851 Гкал/час),
● Набережночелнинской ТЭЦ (электрическая мощность — 1180 МВт; тепловая мощность — 4092 Гкал/час),
● Нижнекамской ГЭС (электрическая мощность — 1205 МВт),
● Заинской ГРЭС (электрическая мощность — 2205 МВт; тепловая мощность — 110 Гкал/час),
● котельной «Азино» (тепловая мощность — 360 Гкал/час), котельной «Горки» (тепловая мощность — 200 Гкал/час),
● котельной «Савиново» (тепловая мощность — 540 Гкал/час),
● котельной БСИ Набережные Челны (тепловая мощность — 590 Гкал/час).
В 2017 году электростанциями АО «Татэнерго» было выработано 11,18 млрд кВт/ч электрической и отпущено 10,39 млн Гкал тепловой энергии. Компания осуществляет продажу электрической энергии на оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и имеет порядка 230 контрагентов по договорам купли-продажи электрической энергии (мощности). Кроме того, АО «Татэнерго» осуществляет теплоснабжение потребителей в Казани, Набережных Челнах, Елабуге и Заинске. Основными потребителями вырабатываемой компанией тепловой энергии являются потребители-физические лица [9].
Второй по мощности и объему вырабатываемой электрической и тепловой энергии в Республике Татарстан является ОАО «ТГК-16», которая включает в себя [10]:
● Нижнекамскую ТЭЦ (ПТК-1). Установленная мощность: электрическая — 880 МВт, тепловая — 3746 Гкал/ч.,
● Казанскую ТЭЦ-3. Установленная мощность: электрическая — 790 МВт, тепловая — 2390 Гкал/ч.
Суммарная установленная электрическая мощность ОАО «ТГК-16» составляет 1670 МВт, тепловая — 6136 Гкал/ч. Так же, как и АО «Татэнерго», ОАО «ТГК-16» является участником ОРЭМ. Компания осуществляет теплоснабжение потребителей в Казани и Нижнекамске. При этом, основными потребителями тепловой энергии ОАО «ТГК-16» являются крупные промышленные предприятия (в том числе, предприятия группы компаний ОАО «ТАИФ») [10].
Третьей по мощности и объему вырабатываемой электрической и тепловой энергии в Республике Татарстан является ООО «Нижнекамская ТЭЦ». Основное оборудование ООО «Нижнекамская ТЭЦ» включает в себя 9 энергетических и 2 водогрейных котла, а также 5 турбоагрегатов. Установленная электрическая мощность Нижнекамской ТЭЦ составляет 724 МВт, тепловая — 1580 Гкал/час. Нижнекамская ТЭЦ обеспечивает электрической и тепловой энергией предприятия нефтехимического комплекса. Основными потребителями тепловой энергии компании являются юридические лица — промышленные предприятия АО «ТАНЕКО», ОАО «Нижнекамскшина» и т.д. [11].
Таким образом, АО «Татэнерго» является крупнейшей энергетической компанией Республики Татарстан. По установленной электрической мощности АО «Татэнерго» входит в пятерку крупнейших территориальных генерирующих компаний России.
В рамках процедуры сценарного анализа автором был проведен анализ бухгалтерской отчетности АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг. (таблицы 1–6).
Таблица 1
Аналитический баланс АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг. (в тыс. руб.)| Показатели | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|
| Оборотные активы | 12 286 804 | 12 041 556 | 13 563 608 | 16 159 165 | | Денежные средства и их эквиваленты | 273 311 | 580 503 | 262 949 | 223 461 | | Краткосрочные финансовые вложения | 5 522 452 | 3 566 561 | 5 704 386 | 4 230 889 | | Запасы | 1 446 781 | 1 505 001 | 1 183 495 | 1 140 838 | | Дебиторская задолженность | 5 043 831 | 6 389 064 | 6 412 421 | 10 563 624 | | Внеоборотные активы | 25 316 826 | 33 421 943 | 32 396 328 | 36 712 722 | | Основные средства | 19 490 144 | 19 633 454 | 18 811 189 | 21 040 352 | | Прочие внеоборотные активы | 5 826 682 | 13 788 489 | 13 585 139 | 12 398 852 | | Краткосрочные обязательства | 4 603 709 | 5 303 190 | 5 637 704 | 6 010 828 | | Кредиторская задолженность | 3 120 446 | 2 082 835 | 3 021 798 | 3 589 600 | | Краткосрочные кредиты и займы | 1 333 913 | 2 969 950 | 2 449 078 | 2 123 191 | | Долгосрочные обязательства | 4 501 251 | 8 914 076 | 9 348 892 | 11 293 255 | | Долгосрочные кредиты и займы | 4 044 916 | 7 775 856 | 8 287 737 | 9 739 820 | | Прочие долгосрочные обязательства | 456 335 | 1 138 220 | 1 061 155 | 776 977 | | Собственный капитал | 28 498 670 | 31 246 233 | 30 973 340 | 35 567 804 | | Нераспределенная прибыль | 20 470 114 | 23 217 677 | 22 944 784 | 25 266 696 | | Прочий акционерный капитал | 8 028 556 | 8 028 556 | 8 028 556 | 10 301 108 | | ВАЛЮТА БАЛАНСА | 37 603 630 | 45 463 499 | 45 959 936 | 52 871 887 |
Таблица 2
Аналитический отчет о прибылях и убытках АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг. (в тыс. руб.)| Показатели | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|
| Выручка | 35 595 226 | 35 047 227 | 35 642 383 | 34 384 921 | | Себестоимость | 32 129 751 | 32 085 034 | 32 665 583 | 31 128 220 | | Валовая прибыль | 3 465 475 | 2 962 193 | 2 976 800 | 3 256 701 | | EBIT | 3 396 574 | 3 802 809 | 325 532 | 2 912 671 | | Расходы на уплату процентов | 209 391 | 420 497 | 346 231 | 231 780 | | Прочие финансовые расходы/(доходы) | -451 501 | -912 448 | -954 311 | -527 354 | | Расходы по налогу на прибыль | 793 680 | 892 699 | 733 391 | 612 694 | | Чистая прибыль | 2 844 457 | 3 600 900 | 237 377 | 2 552 453 |
Таблица 3
Горизонтальный анализ бухгалтерского баланса АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг. (в % к предыдущему периоду)| Показатели | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | CAGR | CAGR отрасль |
|---|
| Денежные средства | 166,33 | 112,40 | -54,70 | -15,02 | -6,49 | 58,51 | | Краткосрочные ФВ | 46,94 | -35,42 | 59,94 | -25,83 | -8,50 | 3,39 | | Запасы | -1,91 | 4,02 | -21,36 | -3,60 | -7,61 | 47,87 | | Дебиторская задолженность | -59,00 | 26,67 | 0,37 | 64,74 | 27,94 | 36,80 | | Прочие оборотные активы | -44,36 | -0,47 | -16,39 | -1,12 | -6,29 | 60,70 | | Основные средства | 101,14 | 0,74 | -4,19 | 11,85 | 2,58 | 12,60 | | Прочие внеоборотные активы | 9,01 | 136,64 | -1,47 | 15,36 | 39,07 | 42,83 | | Кредиторская задолженность | -16,66 | -33,25 | 45,08 | 18,79 | 4,78 | 40,98 | | Краткосрочные кредиты | 166,75 | 122,65 | -17,54 | -13,31 | 16,76 | 9,05 | | Прочие кратк. обязательства | -35,80 | 67,66 | -33,38 | 78,65 | 25,90 | 83,05 | | Долгосрочные кредиты | 534,235 | 92,24 | 6,58 | 17,52 | 34,03 | 29,69 | | Прочие долг. обязательства | -71,93 | 149,43 | -6,77 | 46,39 | 50,43 | 28,38 | | Нераспределенная прибыль | 10,40 | 13,42 | -1,18 | 10,12 | 7,27 | 35,45 | | Прочий акционерный капитал | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 28,31 | 8,66 | 71,13 | | Итого акционерный капитал | 7,26 | 9,64 | -0,87 | 14,83 | 7,67 | 38,76 | | Итого собственный капитал | 7,26 | 9,64 | -0,87 | 14,83 | 7,67 | 38,76 | | ВАЛЮТА БАЛАНСА | 15,09 | 20,90 | 1,09 | 15,04 | 12,03 | 35,71 |
Таблица 4
Горизонтальный анализ отчета о финансовых результатах АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг. (в % к предыдущему периоду)| Показатели | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | CAGR | CAGR отрасль |
|---|
| Выручка | 18,66 | 4,88 | -1,54 | 1,70 | -3,53 | -1,15 | | Себестоимость | 19,05 | 1,33 | -0,14 | 1,81 | -4,71 | -1,05 | | Валовая прибыль | 13,30 | 55,25 | -14,52 | 0,49 | 9,40 | -2,05 | | EBIT | 3 269,81 | 8,69 | 11,96 | -91,44 | 794,74 | -4,99 | | Расходы на уплату процентов | 16 894,83 | 608,10 | 100,82 | -17,66 | -33,06 | 3,44 | | Сальдо проч. расходы/доходы | -15,33 | -16,73 | 102,09 | 4,59 | -44,74 | 5,31 | | Чистая прибыль | 1 197,02 | -6,88 | 26,59 | -93,41 | 975,27 | -3,55 |
Таблица 5
Вертикальный анализ бухгалтерского баланса АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг. (в % к валюте баланса)| Показатели | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | Сркомп. | Сротр-ль |
|---|
| Денежные средства | 0,73 | 1,28 | 0,57 | 0,42 | 0,66 | 15,77 | | Краткосрочные ФВ | 14,69 | 7,84 | 12,41 | 8,00 | 10,89 | 13,03 | | Запасы | 3,85 | 3,31 | 2,58 | 2,16 | 3,28 | 17,97 | | Дебиторская задолженность | 13,41 | 14,05 | 13,95 | 19,98 | 19,81 | 42,71 | | Оборотные активы | 32,67 | 26,49 | 29,51 | 30,56 | 34,64 | 72,47 | | Основные средства | 51,83 | 43,19 | 40,93 | 39,79 | 41,08 | 31,71 | | Прочие внеоборотные активы | 15,49 | 30,33 | 29,56 | 29,64 | 24,28 | 13,07 | | Внеоборотные активы | 67,33 | 73,51 | 70,49 | 69,44 | 65,36 | 36,79 | | Кредиторская задолженность | 8,30 | 4,58 | 6,57 | 6,79 | 7,54 | 66,66 | | Краткосрочные кредиты | 3,55 | 6,53 | 5,33 | 4,02 | 4,19 | 24,47 | | Краткосроч. обязательства | 12,24 | 11,66 | 12,27 | 11,37 | 12,25 | 81,15 | | Долгосрочные кредиты | 10,76 | 17,10 | 18,03 | 18,42 | 12,86 | 534,95 | | Прочие долгосроч.об-ва | 1,21 | 2,50 | 2,31 | 2,94 | 2,79 | 4,24 | | Долгосроч. обязательства | 11,97 | 19,61 | 20,34 | 21,36 | 15,65 | 346,87 | | Нераспределенная прибыль | 54,44 | 51,07 | 49,92 | 47,79 | 51,99 | -224,83 | | Прочий акционерный капитал | 21,35 | 17,66 | 17,47 | 19,48 | 20,11 | -88,70 | | Акционерный капитал | 75,79 | 68,73 | 67,39 | 67,27 | 72,10 | -147,20 |
Таблица 6
Вертикальный анализ отчета о финансовых результатах АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг. (в %)| Показатели | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | Сркомп. | Сротр-ль |
|---|
| Выручка | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | | Себестоимость | 90,26 | 91,55 | 91,65 | 90,53 | 91,48 | 205,57 | | Валовая прибыль | 9,74 | 8,45 | 8,35 | 9,47 | 8,52 | -135,09 | | EBIT | 9,54 | 10,85 | 0,91 | 8,47 | 7,80 | -7 603,72 | | Расходы на уплату процентов | 0,59 | 1,20 | 0,97 | 0,67 | 0,70 | 89,79 | | Сальдо проч. расходы/доходы | -1,27 | -2,60 | -2,68 | -1,53 | -1,94 | -80 113,05 | | Чистая прибыль | 7,99 | 10,27 | 0,67 | 7,42 | 7,07 | 20 436,26 |
По результатам проведенного нами вертикального и горизонтального анализа аналитического бухгалтерского баланса и отчета о прибылях и убытках АО «Татэнерго» можно сделать следующие выводы:
● структура баланса АО «Татэнерго» на протяжении рассматриваемого периода 2014–2017 гг. соответствует типовой отраслевой структуре и характеризуется преобладанием в структуре активов основных средств (генерирующего оборудования);
● выручка компании в анализируемый период изменялась незначительно, что обуславливается высокой степенью регулирования отрасли со стороны государственных органов. Исключением является 2014 год, по итогам которого выручка АО «Татэнерго» увеличилась более чем на 18%. Основной причиной роста выручки в указанный период стал перевод расчетов за тепловую энергию с АО «Таттеплосбыт» на АО «Татэнерго» и получение в аренду тепловых сетей АО «Казанская теплосетевая компания» и АО «Набережночелнинская теплосетевая компания»;
● темпы роста себестоимости, по отношению к темпам роста выручки носят опережающий характер, что свидетельствует об уменьшающейся операционной эффективности функционирования АО «Татэнерго»;
● необходимо обратить внимание на увеличивающуюся зависимость компании от заемных средств. В течение анализируемого периода доля долгосрочных обязательств в валюте баланса компании увеличилась более чем в 2 раза. Увеличение кредитной нагрузки обусловлено реализацией масштабных инвестиционных проектов. Так, в течение анализируемого периода были построены новые генерирующие мощности по программе ДПМ на КТЭЦ-1 и КТЭЦ-2, модернизированы тепловые сети, осуществлен переход на АИТП;
Проведем анализ эффективности функционирования компании путем расчета коэффициентов ликвидности, деловой активности, платежеспособности и рентабельности (табл. 7.).
По результатам проведенного нами коэффициентного анализа АО «Татэнерго» можно сделать следующие выводы:
● коэффициенты ликвидности на протяжении анализируемого периода находятся в пределах нормативных значений, что свидетельствует о возможности АО «Татэнерго» в любой момент рассчитаться по своим текущим и долгосрочным обязательствам. Более того, показатели ликвидности АО «Татэнерго» лучше, чем в среднем по отрасли;
● коэффициент соотношения заемных и собственных средств свидетельствует о достаточности собственных средств общества;
● показатели рентабельности по чистой прибыли выше среднеотраслевых значений, что свидетельствует о высокой эффективности функционирования компании. Очевидным спадом выглядит 2016 г., что обусловливается резким падением чистой прибыли в результате создания резервов под обесценение финансовых вложений в ПАО «Татфондбанк»;
● на протяжении рассматриваемого периода стоимость АО «Татэнерго» (по показателю стоимости чистых активов) устойчиво росла;
2) Этап 2 «Идентификация и кластеризация ключевых факторов внутренней и внешней бизнес-среды».
Для реализации данного этапа проведем SWOT-анализ АО «Татэнерго» (табл. 8.).
Таблица 7
Анализ коэффициентов рентабельности, ликвидности, деловой активности и платежеспособности АО «Татэнерго» за 2014–2017 гг.| Показатели | Ед. изм. | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | Ср отр-ль |
|---|
| Ликвидность | | Коэффициент текущей ликвидности | – | 2,67 | 2,27 | 2,40 | 2,69 | 2,08 | | Коэффициент быстрой ликвидности | – | 2,35 | 1,99 | 2,19 | 2,50 | 1,71 | | Коэффициент абс. ликвидности | – | 1,26 | 0,78 | 1,06 | 0,74 | 0,46 | | Деловая активность | | Период погашения деб. задолженности | дн. | 89 | 60 | 74 | 90 | 174 | | Период оборота запасов | дн. | 17 | 17 | 16 | 14 | 59 | | Период погашения кред. задолж-ти | дн. | 39 | 30 | 35 | 39 | 213 | | Оборачиваемость оборотных активов | раз | 2,38 | 2,88 | 2,61 | 2,31 | 2,71 | | Оборачиваемость совокупных активов | раз | 1,01 | 0,84 | 0,80 | 0,69 | 1,71 | | Платежеспособность | | Финансовый рычаг | – | 1,32 | 1,45 | 1,48 | 1,49 | 6,19 | | Коэффициент концентрации заемн.кап. | – | 0,24 | 0,31 | 0,33 | 0,33 | 0,77 | | Коэффициент маневренности СОС | – | 0,11 | -0,07 | -0,04 | -0,03 | 0,39 | | Соотношение долга к Выручке | – | 0,08 | 0,23 | 0,28 | 0,33 | 0,77 | | Соотношение долга к EBIT | – | 0,86 | 2,12 | 3,21 | 3,88 | 0,26 | | Рентабельность | | Рентабельность по EBIT | % | 9,54 | 10,85 | 0,91 | 8,47 | -4,68 | | Рентабельность по чистой прибыли | % | 7,99 | 10,27 | 0,67 | 7,42 | -5,98 | | Доходность инвест. капитала | % | 10,14 | 14,24 | 0,00 | 5,84 | 8,52 | | Доходность активов | % | 9,67 | 9,16 | 0,00 | 5,89 | 1,25 |
Таблица 8
SWOT-анализ АО «Татэнерго»Сильные стороны:
● Наличие в имущественном комплексе разнородных электрических станций (ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС)
● Территориальное расположение (центр России)
● Возможность работы на относительно недорогом органическом топливе (газ) | Слабые стороны:
● Достаточно высокий уровень конкуренции в зоне деятельности Компании. Продажа относительно высокоэффективных промышленных ТЭЦ, за счет чего снижена конкурентоспособность Компании на оптовом рынке э/э
● Относительно высокий уровень износа оборудования
● Высокая стоимость затрат на модернизацию основных фондов, не окупаемые в полном объеме за счет цены на э/э | Угрозы:
● Непрозрачное и нестабильное законодательство в сфере ценообразования
● Уменьшение теплового потребления за счет перехода на децентрализованное теплоснабжение (строительство собственных теплоисточников) приведет к неэффективному режиму комбинированной выработки на ТЭЦ
● Несвоевременное обновление основных фондов на первом этапе приведет к повышению отказов/аварий, на последующих — к выводу из эксплуатации и, соответственно, к уменьшению объемов выработки э/э
● Строительство новых и реконструкция имеющихся ПС снижает энергодефицит, в первую очередь в Казанском энергорайоне. | Возможности:
● Снижение ценовых параметров за счет:
– ввода нового оборудования на имеющихся станциях
– модернизации имеющегося оборудования
– оптимизация режимов работы оборудования
● диверсификация имущественного комплекса (рассмотреть возможность строительства ГАЭС, малых ГЭС, станций на прочих ВИЭ).
● Формирование консолидированной Инвестиционной программы для энергосистемы Татарстана
● Участие в государственных федеральных программах обновления производственных мощностей. |
3) Этап 3 «Анализ имеющейся информации с целью предварительной разработки сценариев».
Основные факторы, определяющие развитие энергетической отрасли в Республике Татарстан и оказывающие влияние, в том числе, и на АО «Татэнерго»:
● высокий износ основных производственных фондов. Старение и физический износ оборудования являются объективными факторами, которые отрицательно влияют на технико-экономические показатели производства и его безопасность.
При этом необходимо отметить наличие попыток на федеральном уровне переломить текущую ситуацию. В Российской Федерации в течение достаточно долгого периода действовали государственные программы по обновлению генерирующих мощностей (например, так называемая, программа ДПМ), в рамках реализации в 2011–2012 годах процесс увеличения возраста оборудования удалось замедлить. В 2011 году по сведениям Минэнерго России по объектам ДПМ введено 3,9 ГВт генерирующих мощностей. В 2012 году введено порядка 3,5 ГВт генерирующих мощностей, в 2013 году — около 2 ГВт, в 2014 — 4,9 ГВт и в 2015 году — 2,9 ГВт. Общий ввод новых генерирующих мощностей с учетом программы ДПМ в 2016 году составил 4 293,9 МВт.
Индикаторами «Энергетической стратегии России на период до 2035 года» предусмотрено, что снижение среднего износа основных фондов к концу периода прогнозирования составит не менее 25%. Достичь этих показателей предполагается за счет вывода из эксплуатации экономически неэффективного, физически и морально устаревшего энергетического оборудования с введением необходимого объема новых мощностей, преимущественно нетепловых электростанций с ростом их установленной мощности в 1,5 раза; увеличение экспорта электрической энергии и мощности (в 5–8 раз, до 32–74 млрд кВтч), особенно на востоке страны.
● Низкая энергетическая и экономическая эффективность отрасли (низкий КПД большинства тепловых электростанций, высокие потери в электрических сетях, неоптимальная загрузка генерирующих мощностей в ЕЭС России);
● Крайне высокая зависимость электроэнергетики от природного газа. В себестоимости производства электроэнергии топливная составляющая для электрических станций, работающих на газе, превышает 60%. Ежегодный рост цен на природный газ, в конечном счете, является причиной роста тарифов на электрическую и тепловую энергии.
● Наличие перекрестного субсидирования между группами потребителей электроэнергии и между потребителями электрической и тепловой энергии на внутреннем рынке. Одним из законодательных принципов государственного регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике является баланс экономических интересов поставщиков и потребителей электрической энергии. Вместе с тем, тарифы для населения в настоящее время устанавливаются, как правило, на уровне ниже экономически обоснованного. Выпадающие доходы сетевых организаций из-за поддержания низких тарифов для населения компенсируются за счет субсидирования крупными промышленными потребителями, присоединенными к единой национальной (общероссийской) электрической сети. При этом выпадающие доходы генерирующих компаний не компенсируются.
4) Этап 4 «Создание, наполнение и очищение сценариев».
По результатам проведенного на предыдущих этапах анализа, были разработаны 3 сценария стратегического развития АО «Татэнерго»:
● Базовый сценарий. В базовом сценарии стратегического развития приняты основные параметры базового варианта прогноза Минэкономразвития России (в отраслевом разрезе). Сценарий предусматривает сохранение текущих темпов роста показателей (выручки, себестоимости, операционной прибыли).
● Оптимистичный сценарий. Сценарий предусматривает высокие темпы роста выручки от продажи электроэнергии и, вместе с тем, опережающий рост затрат на ее производство.
● Негативный сценарий. Основывается на базовом сценарии стратегического развития АО «Татэнерго». Особенностью данного сценария является ухудшение результатов деятельности по теплоэнергетическому сектору бизнеса компании.
5) Этап 5 «Выделение ключевых стратегических направлений развития».
Оценивается реализуемая стратегия структурной трансформации ключевых предприятий энергетической отрасли Республики Татарстан — АО «Татэнерго», АО «Казанская теплосетевая компания», АО «Набережночелнинская теплосетевая компания». Прогнозирование показателей результатов деятельности АО «Татэнерго» на 2018–2022 гг. в зависимости от сценария (табл. 9.):
Таблица 9
Прогнозные результаты реализации сценариев| Прогнозные суммарные значения показателей на 2018–2022 гг. | Сценарий №1 «Базовый» | Сценарий №2 «Негативный» | Сценарий №3 «Позитивный» |
|---|
| Выручка, млн руб. в т.ч.: | 163 366,80 | 161 320,30 | 188 771,40 | | – электроэнергия | 94 010,34 | 94 010,34 | 119 415,00 | | – теплоэнергия | 69 356,43 | 67 310,00 | 69 356,43 | | Затраты, млн руб., в т.ч.: | 151 491,60 | 157 973,10 | 179 810,10 | | – электроэнергия | 82 063,07 | 82 063,07 | 110 441,60 | | – теплоэнергия | 69 428,55 | 75 909,98 | 69 428,55 | | EBIT, млн руб. | 11 875,14 | 3 347,29 | 8 901,26 | | Налог на прибыль, млн руб. | 2 375,03 | 669,46 | 1 780,25 | | NOPAT, млн руб. | 9 500,11 | 2 677,83 | 7 121,01 |
6) Этап 6 «Интеграция сценариев и запланированных стратегических решений».
По результатам проведенной разработки сценариев по реализуемой стратегии развития составим матрицу «сценарий-стратегия» (табл. 10.):
Таблица 10
Матрица «стратегия-сценарий»Стратегия
АО «Татэнерго»: | Сценарий №1
«Базовый» | Сценарий №2
«Негативный» | Сценарий №3
«Позитивный» |
|---|
| Ожидаемый доход: | 9 500,11 млн руб. | 2 677,83 млн руб. | 7 121,01 млн руб. |
7) Этап 7 «Разработка индикаторов мониторинга реализации сценариев и запланированных стратегических решений».
В качестве основного индикатора, позволяющего оценивать перспективность реализации той или иной стратегии в условиях различных сценариев, предлагаем использовать показатель EVA. Проведем расчет значения показателя EVA АО «Татэнерго» по состоянию на 01.01.2018 г. (табл. 11).
Таблица 11
Расчет показателя EVA АО «Татэнерго» за 2017 г.| Показатели | Ед. изм. | На 01.01. 2018 |
|---|
| Капитал и резервы | тыс. руб. | 35 567 804 | | Безрисковая ставка | % | 9,28% | | Риск-премия | % | 2,88% | | в-коэффициент | | 0,98 | | Re | % | 12,10% | | Кредиты и займы с фиксированной ставкой | тыс. руб. | 11 863 011 | | средневзвешенная % ставка | % | 2,1% | | Rd | % | 2,1% | | Итого общий капитал | тыс. руб. | 47 430 815 | | Ve, % | % | 75% | | Vd, % | % | 25% | | WACC | % | 9,49% | | Чистая прибыль АО «Татэнерго» за 2017 г. | тыс. руб. | 2 552 453 | | Налог на прибыль АО «Татэнерго» за 2017 г. | тыс. руб. | 647 000 | | Проценты к уплате АО «Татэнерго» за 2017 г. | тыс. руб. | 231 780 | | EBIT АО «Татэнерго» за 2017 г. | тыс. руб. | 3 431 233 | | NOPAT АО «Татэнерго» за 2017 г. | тыс. руб. | 2 784 233 | | CapInv АО «Татэнерго» на 01.01.2018 г. | тыс. руб. | 35 567 804 | | EVA АО «Татэнерго» по состоянию на 01.01.2018 г. | тыс. руб. | -591 152 |
Рассчитаем показатель экономической добавленной стоимости (EVA) по каждому варианту «стратегия-сценарий» АО «Татэнерго» на 2018–2022 гг. (табл. 12). При этом, в расчетах делается допущение, что структура капитала АО «Татэнерго» и, соответственно, WACC компании в течение 2018–2022 гг. останутся неизменными.
Таблица 12
Расчет показателя EVA АО «Татэнерго»| Показатели | Ед.
изм. | Сценарий №1
«Базовый» | Сценарий №2
«Негативный» | Сценарий №3
«Позитивный» |
|---|
| WACC | % | 9,49% | 9,49% | 9,49% | | NOPAT | тыс. руб. | 9 500 110 | 2 677 830 | 7 121 010 | | CapInv | тыс. руб. | 35 567 804 | 35 567 804 | 35 567 804 | | EVA | тыс. руб. | -7 376 812 | -14 199 092 | -9 755 912 |
По результатам проведенного сценарного анализа можно сделать следующие выводы:
● актуальная EVA АО «Татэнерго» — отрицательная — что обуславливается относительно высокой средневзвешенной стоимостью капитала (WACC) и низкими операционными доходами компании (NOPAT). В целях повышения значения EVA, целесообразно рассмотреть возможность оптимизации затрат. Тенденция увеличения WACC, скорее всего, является объективной и обусловлена отраслевыми особенностями и ростом общей стоимости заимствований в связи с кризисными явлениями в экономике;
● наихудшее значение показателя EVA соответствует негативному сценарию. Наилучшее значение показателя EVA — базовому сценарию.
В заключение необходимо отметить, что сценарный подход играет особую роль при проведении стратегического анализа компании. Он позволяет по-новому взглянуть на внешнюю среду, увидеть зарождающиеся проблемы, подготовить компанию к будущим изменениям. В настоящее время все большее число российских компаний используют сценарное планирование при выборе долгосрочной стратегии развития бизнеса. В результате заметно снижается уровень неопределенности, приобретается большая уверенность в правильности выбранной стратегии, возникает понимание того, как нужно поступать, если события будут разворачиваться по тому или иному сценарию.
Тем не менее, несмотря на расширяющиеся направления использования сценарного планирования, следует отметить наличие ряда проблем при использовании данного подхода на практике:
● осуществление сценарного планирования характеризуется достаточно серьезными трудозатратами — причем как по времени, так и по ресурсам;
● недостаточная теоретическая и практическая проработанность методик осуществления сценарного планирования;
● относительно высокий субъективизм при осуществлении выбора возможных сценариев развития ситуации в будущем, а также при реализации фокусировки сценариев;
● высокая трудоемкость тестирования стратегии развития компании в рамках выработанных сценариев, а также последующая интеграция разработанных сценариев в стратегию развития компании.
На основании выше сказанного полагаем, что сценарный подход целесообразно использовать при осуществлении процесса стратегической структурной трансформации компании.
Принимая во внимание, что проведение структурной трансформации на практике является своеобразным «стресс-тестом» для компании и, при серьезных масштабах проводимых изменений, может поставить под угрозу ее выживаемость, использование сценарного подхода позволяет осуществлять прогнозирование наиболее вероятных вариантов развития будущих событий бизнес-среды и соответствующим образом хеджировать возможные риски. |
| |
|
|
