Аналітичний звіт
ПРИВАТИЗАЦІЯ ТЕЦ В УКРАЇНІ У 2015 РОЦІ
Дане дослідження підготовлене аналітичним центром DiXi Group в рамках Ініціативи з розвитку аналітичних центрів, яку виконує Міжнародний фонд «Відродження» (МФВ) у партнерстві з Фондом розвитку аналітичних центрів (TTF) за фінансової підтримки Посольства Швеції в Україні (SIDA). Думки та позиції викладені у цьому звіті є позицією автора та не обов’язково відображають позицію уряду Швеції. The views and interpretations expressed in this report are the authors’ and do not necessarily reflect those of the Government of Sweden.
За додатковими копіями цього дослідження та інформацією, будь ласка, звертайтесь: Аналітичний центр DiXi Group 02095 Київ, вул. Срібнокільська 24, а/с 68 author@dixigroup.org Дослідження також доступне для завантаження на веб-сайті «Українська енергетика UA-Energy.org» (розділ «Публікації»).
© SIDA, ГО «Діксі груп», 2015 Верстка – Тарас Мосієнко
ЗМІСТ
Вступ............................................................................................................ 4 1. Основні висновки............................................................................. 5 2. Порівняльні характеристики підприємств........................... 7 3. Аналіз окремих підприємств.................................................... 14 Одеська ТЕЦ....................................................................... 14 Миколаївська ТЕЦ............................................................ 23 Херсонська ТЕЦ................................................................. 31 Дніпродзержинська ТЕЦ............................................... 39 Абревіатури та визначення............................................................ 47
3
ВСТУП Кабінет Міністрів України своєю Постановою від 12 травня 2015 року №271 «Про проведення прозорої та конкурентної приватизації у 2015 році» затвердив перелік об’єктів державної власності, що підлягають приватизації. На виконання постанови, Фонд державного майна України видав накази щодо приватизації та склав план-графік приватизації на рік. Згідно з наказом ФДМУ від 19.05.2015 № 740, сформований перелік державних об’єктів, які плануються до приватизації у 2015 році. У додатку 1 до наказу визначається перелік об›єктів груп В, Г, які підлягають підготовці до продажу в 2015 році Управлінням з питань реформування власності Фонду державного майна України. До переліку ввійшли чотири ТЕЦ: 1. ПАТ «Миколаївська ТЕЦ» 2. ПАТ «Одеська ТЕЦ» 3. ПАТ «Херсонська ТЕЦ» 4. ПАТ «Дніпродзержинська ТЕЦ» Відповідно до плану-графіку приватизації ФДМУ, вже у вересні приватизують 99,928% акцій ПАТ «Дніпродзержинська теплоелектроцентраль», в листопаді – 94,99% ПАТ «Одеська ТЕЦ» та 94,833% ПАТ «Херсонська ТЕЦ» і в грудні – 95% ПАТ «Миколаївська ТЕЦ». Перед приватизацією основного пакету акцій підприємств, з метою визначення інвестиційного попиту та ринкової вартості компаній, мали би бути продані 5% міноритарні пакети в липні ПАТ «Одеська ТЕЦ» та ПАТ «Херсонська ТЕЦ», а у вересні ПАТ «Миколаївська ТЕЦ». Крім того, відповідно до додатку 1 наказу Фонду державного майна України від 19.05.2015 № 738, до об’єктів, що підлягають підготовці до продажу в 2015 році, Управлінням з питань реформування власності Фонду державного майна України належать: 1. Державне підприємство «Криворізька теплоцентраль» 2. Державне підприємство «Сєверодонецька теплоелектроцентраль»
4
ОСНОВНІ ВИСНОВКИ Уже зараз зрозуміло, що терміни приватизації будуть частково зміщені. Зокрема, згідно з графіком ФДМУ, у липні мали бути продані 5% акцій ПАТ «Одеська ТЕЦ» та ПАТ «Херсонська ТЕЦ», щоб визначити інвестиційний попит та ринкову вартість компаній. Цього так і не сталось, – найімовірніше, приватизація міноритарних пакетів відбудеться у вересні, відтак, решта акцій буде виставлена на продаж не в листопаді, а грудні 2015-січні 2016. Щодо інших ТЕЦ – перші продажі мають розпочатись у вересні. Інтерес інвесторів до компаній буде обережним, адже обсяги виручки ТЕЦ напряму залежать від встановлених тарифів і політики регулятора. Ціни на товарну продукцію підприємств у вигляді електричної та теплової енергії, а також забезпечення гарячою водою, є регульованими та встановлюються державою в особі НКРЕКП. Тому, якщо уряд готується до серйозної розмови з інвесторами, він повинен окреслити плани реформи ринків електро- та теплопостачання, більш того гарантувати стабільні умови роботи для ТЕЦ. Інвесторів можуть відлякувати посередницькі схеми, які суттєво впливають на роботу підприємств, а саме – на формування боргів перед ТЕЦ. Так, Одеська та Дніпродзержинська ТЕЦ працюють через посередницькі комунальні підприємства, що володіють міськими тепломережами, виступають кінцевим постачальником теплової енергії до споживачів, і одночасно є великими боржниками перед ТЕЦ. Особливо загрозливим є борг посередника перед Дніпродзержинською ТЕЦ, який досягнув значення 220 млн. грн. Фінансово-господарська звітність частини ТЕЦ свідчить для інвестора про економічну недоцільність купівлі таких об’єктів. В Дніпродзержинській, Одеській та Херсонській ТЕЦ значення чистих активів є від’ємним. Крім того, всі ТЕЦ залишаються боржниками перед НАК «Нафтогаз», і може бути ризик конфіскації майна за позовом НАК. Одеська ТЕЦ заборгувала 472 млн. грн., Дніпродзержинська – 454 млн. грн. Найкращий фінансовий стан є в Миколаївської ТЕЦ, однак все одно робота всіх згаданих компаній залежить поки що від фінансової підтримки держави. Інвестору доведеться шукати нові рішення щодо підвищення ефективності роботи компаній. Робота підприємств носить сезонний характер, адже всі вони здійснюють виробництво теплової та електричної енергії в опалювальний сезон, як правило, з жовтня по квітень згідно розпоряджень місцевих органів влади. Ефективнішою робота підприємств стане при здійсненні діяльності впродовж року, через забезпечення гарячим водопостачанням міст та виробництва електроенергії.
5
Інвестор може бути зацікавлений в приватизації компаній лише за поєднанням кількох умов. Це збереження монопольної позиції підприємства, купівля як самих об’єктів, так і територій, на якій вони розміщені, загальнодержавний курс на підвищення енергетичних тарифів в країні та формування ринкових відносин в цій сфері. Щоб уникнути маніпуляції з приватизацією, держава, зі свого боку, має ставити кілька умов до інвестора. Це, наявність чіткої і публічної інвестиційної програми на найближчі 5-10 років з технічного переоснащення та модернізації компанії, а також інформація про кінцевого власника компанії інвестора.
6
ПОРІВНЯЛЬНІ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕЦ ВИСТАВЛЕНИХ НА ПРИВАТИЗАЦІЮ У 2015 р. Чистий дохід від реалізації. Показник визначає обсяги загальної суми доходів від реалізації продукції (теплової та електричної енергії) до вирахування витрат. Оскільки ТЕЦ є монопольним постачальником теплової енергії на певній території міста, цей показник допомагає оцінити обсяг ринку при тарифах діючих на 2014 р. Основним фактором, що визначає зміну обсягу чистого доходу, є зміна тарифів на продукцію ТЕЦ. Тарифи встановлює НКРЕКП. Іншими факторами є кількість днів опалювального сезону, погодні умови, аварійність, стан теплових мереж та інше. Чистий дохід від реалізації Миколаївської, Херсонської та Дніпродзержинської ТЕЦ є приблизно однаковим та коливається в межах 176-190 млн. грн., тоді як у Одеської ТЕЦ він значно вище – 266 млн. грн. Таким чином, хоча за цим показником Одеська ТЕЦ виглядає привабливішою, він прямо не характеризує ефективність діяльності підприємств. 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100
266
178
190
176
Рис. 1. Чистий дохід від реалізації ТЕЦ у 2014 р., млн. грн.
7
Сумарний валовий прибуток. Показник визначається як різниця між чистим доходом і собівартістю продукції та характеризує результат (прибуток/збиток) від основної діяльності підприємства. Для ТЕЦ, характеристика прибутковості за валовим прибутком є актуальною, оскільки підприємства галузі можуть отримувати від держави субсидії, дотації або цільове фінансування, що скривлює операційний та чистий прибуток. Як видно з графіка, прибутковою основна діяльність була лише у Миколаївської та Дніпродзержинської ТЕЦ.
50
39
40
32
30 20
10 0 -10 -20
-6 -27
-30 -40 Рис. 2. Сумарний валовий прибуток підприємств за 2011-2014 рр.
8
Чисті активи розраховуються як різниця між активами та зобов’язаннями підприємства. Фактично показник демонструє балансову вартість активів після сплати всіх його зобов’язань. Позитивне значення чистих активів має лише Миколаївська ТЕЦ. Вартість чистих активів інших ТЕЦ має значення нижче нуля. Відповідно до статті 155 Цивільного кодексу України, якщо вартість чистих активів акціонерного товариства стає меншою від мінімального розміру статутного капіталу, встановленого законом, товариство підлягає ліквідації. Особливо загрозливим є показник Одеської ТЕЦ, який складає – 273 млн. грн.
Дніпродзержинська ТЕЦ-23
Херсонська ТЕЦ
-6
Миколаївська ТЕЦ
Одеська ТЕЦ
-273
-300
43
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
Рис. 3. Чисті активи підприємств у 2014 р., млн. грн.
9
Основною діяльністю ТЕЦ є комбіноване виробництво теплової та електричної енергії. Одеська ТЕЦ є лідером виробництва теплової енергії, проте водночас виробляє найменшу кількість електроенергії. Подібними за структурою та обсягами виробництва теплової та електричної енергії є Херсонська та Миколаївська ТЕЦ, які виготовляють приблизно однакові обсяги продукції. Виробництво продукції здійснюється виключно в опалювальний сезон.
Виробництво тепла, тис. Гкал 450 400 350 300 250 200 150 100 50 00
Виробництво е/е, тис. кВт/г 120
398 284
280
323
100 80 60
81,36
95,3
59
40 20 00
Рис. 4. Виробництва теплової та електричної енергії підприємствами у 2014 р.
10
61,5
Основні засоби – це матеріальні активи, які підприємство утримує з метою використання їх у процесі виробництва чи поставки товарів, надання послуг, очікуваний термін екплуатації яких більше одного року. Вартість, фізичний та моральний знос основних засобів є важливим фактором при формуванні ціни на приватизаційний об’єкт. Маючи найменьші за балансовою вартістю основні засоби, Миколаївська ТЕЦ показує найкращі економічні результати. З іншої сторони, Одеська ТЕЦ володіє найбільшими основними засобами, проте діяльність компанії є найбільш збитковою.
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
87
79
35
45
Рис. 5. Основні засоби підприємств на 31.12.2014 р., млн. грн.
11
Дебіторська заборгованість відображає розмір боргів підприємствам за вже поставлену продукцію кінцевим споживачам або посередникам. Найбільший обсяг дебіторської заборгованості у Дніпродзержинської ТЕЦ, яка працює через посередника при постачанні теплової енергії. Кредиторька заборгованість показує борги підприємства перед постачальниками товарів, робіт та послуг. Обсяги кредиторської заборгованості Одеської та Дніпродзержинської ТЕЦ у 2014 р. перевершили подвійний річний чистий дохід компаній. За винятком Миколаївської ТЕЦ, обсяги кредиторської заборгованості перевершують дебіторську на більш ніж 80%. В Одеській ТЕЦ перевищення складає майже 8 разів. Це створює додаткові інвестиційні навантаження на інвестора та знижує приватизаційну вартість ТЕЦ. 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
476 395
220 154 60
52 58
85
Дебіторська заборгованість за продукцію Кредиторська заборгованість за товари, роботи, послуги
Рис. 6. Порівняння дебіторської та кредиторської заборгованості підприємств на 31.12.2014 р. 2014 р, млн. грн.
12
Основу кредиторської заборгованості підприємств складають борги за газ. Постачальником природного газу на ТЕЦ є НАК «Нафтогаз України». З точки зору боргів за газ, Одеська ТЕЦ та Дніпродзержинська ТЕЦ є найбільш ризикованими для інвестора через ризик конфіскації майна за позовами НАК «Нафтогазом». Станом на липень 2015 р. розмір боргів за газ Одеської ТЕЦ становить 472 млн. грн., Дніпродзержинської – 454 млн. грн.
500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
472
454
226 71
Рис. 7. Сумарний борг за газ станом на липень 2015 р., млн. грн. (за даними НАК «Нафтогазу України»)
13
АНАЛІЗ ОКРЕМИХ ПІДПРИЄМСТВ ПАТ «ОДЕСЬКА ТЕЦ» Розташування м. Одеса вул. Церковна, буд. 29
Одеська ТЕЦ розміщена у північній частині міста, недалеко від морського торговельного порту та має залізничне сполучення. Площа території ТЕЦ становить 117 га.
14
Структура власників Міністерству енергетики та вугільної промисловості належить 99,989 відсотків статутного капіталу або 174 083 240 акцій номінальною вартістю 0,25 грн. за одну акцію на загальну суму 43 520 810 грн. У 2012 р. працівникам продано 18360 акцій номінальною вартістю 4590 грн., що складає 0,011% акцій підприємства.
Структура виробництва продукції Основним видом діяльності підприємства є комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на потреби централізованого опалення та гарячого водопостачання міста (населення, бюджетні організації та інші споживачі). Більше 65% виручки компанія отримує від продажу теплової енергії, тоді як 35% від електроенергії. Табл. 1. Обсяги виробництва продукції в 2014 р.
Продукція
натуральні величини
вартість, тис. грн
у % до всієї реалізованої продукції
Теплоенергія
397 866 Гкал
165722
65,2
Електроенергія
58 892 тис. кВт-год
88280
34,8
Впродовж 2011-2014 рр. динаміка виробництва теплової енергії має яскравий падаючий тренд та його обсяг скоротився майже на 20%. Вираженої тенденції у динаміці виробництва електроенергії немає, проте у 2014 р. відбулось суттєве скорочення до 58892 тис. кВт-год.
15
Рис. 8. Динаміка виробництва теплової та електричної енергії Одеської ТЕЦ
Робота підприємства носить сезонний характер. Підприємство здійснює виробництво теплової та електричної енергії впродовж опалювального сезону, як правило, з жовтня по квітень місяць, згідно розпорядження міського Голови м. Одеса про початок та закінчення опалювального періоду. Гаряче водопостачання також здійснюється лише в опалювальний період.
Генеруючі потужності Технічний стан підприємства оцінюється як вкрай незадовільний. Держгірпромнаглядом Одеську ТЕЦ визначено як найбільш небезпечне підприємство з точки зору можливості виникнення резонансних аварій. Саме через високу аварійність ряд будівель підприємства неодноразово закривались впродовж останніх 10 років. Нині встановлена електрична потужність ТЕЦ складає 68МВт. Вся електроенергія відпускається в Оптовий ринок електричної енергії України. Загальна встановлена теплова потужність ОТЕЦ – 779Гкал/г. Теплова енергія відпускається споживачам гарячою водою. Теплова енергія у вигляді гарячої води на потреби опалення та гарячого водопостачання оптом, згідно показників приладів обліку, подається по 4-х тепломагістралях (від 500 до 700 мм.) в мережі комунального підприємства «Теплопостачання міста Одеси». Таким чином, ТЕЦ виступає як генератор теплоенергії, проте її реалізацією кінцевим споживачам займається КП «ТМО», на балансі якого є магістральні та розподільчі теплові мережі, теплопункти. Крім того, КП «Теплозабезпечення міста Одеса» володіє 5 великими районними та 62 малими котельнями. У цьому виді діяльності ПАТ «Одеська ТЕЦ» є монополістом для центральної частини міста. Хоча, внаслідок децентралізації систем опалювання, з 2004 року по 2012 рік обсяги постачання теплової енергії скоротилися на 20 %.
16
• Постачальник газу
ПАТ «Одеська ТЕЦ»
• Посередник
• Генератор теплової енергії
НАК «Нафтогаз»
Споживачі (юридичні та фізичні особи)
• Кінцевий споживач КП «Теплопостачання міста Одеси»
Рис. 9. Схема реалізації теплової енергії в м. Одеса
Ціни на товарну продукцію ПАТ «Одеська ТЕЦ» у вигляді електричної та теплової енергії гарячою водою є регульованими, встановлюються державою в особі НКРЕКП.
Паливо З 1989 р. Одеська ТЕЦ повністю перейшла на спалювання природного газу, мазут залишився як резервне паливо. Спалювання природного газу відбувається в парових котлах (марки ТП-170, ТП-47), введених до експлуатації в 50-60 рр. минулого століття. Вартість газу у структурі собівартості займає понад 75%. Варто відзначити, що продаж газу для підприємства здійснює компанія НАК «Нафтогаз України» за цінами нижчими за ринкові.
17
11,3 5 Газ
8,4
Оплата праці Амортизація
75,3
Інші
Рис. 10. Структура собівартісті реалізованої продукції у 2014 р., %
Для зменшення частки палива у структурі собівартості продукції, майбутньому інвестору доведеться шукати можливості роботи на альтернативному паливі, в першу чергу водно-вугільної суміші.
Фінансові показники 300 250 200 150 100 50 0 -50 -100 -150
273
275
266
222
Чистий дохід від реалізації -1
2011
Чистий прибуток/збиток
-16
2012
-77
-91
2013
2014
Рис. 11. Динаміка порівняння чистого доходу від реалізації та чистого прибутку, млн. грн.
Упродовж останніх років, не зважаючи на високу інфляцію, чистий дохід від реалізації зростає повільно, тоді як чистий збиток має яскраву тенденцію до збільшення. Валовий прибуток компанії практично зрівнявся із собівартістю виготовленої продукції, що робить не вигідним діяльність підприємства та загрожує його функціону-
18
ванню. Потенціал збільшення чистого доходу компанії за рахунок зростання обсягу виробництва відсутній, тому чи не єдиною можливістю його росту є підвищення тарифів на продукцію ТЕЦ. Виправити збитковість компанії можна також шляхом технічного переоснащення та модернізації, що безумовно призведе до зниження собівартості. Проте це потребує великих інвестиційних витрат. Фінансові результати (UAH m)
2011
2012
2013
2014
Чистий дохід від реалізації
222
273
275
266
Собівартість
227
272
272
271
Валовий прибуток/збиток
-5
1
3
-5
EBITDA
-9
0
-81
-107
Операційний прибуток/збиток
-14
-9
-90
-121
Чистий прибуток
-1
-16
-77
-91
Зростання необоротних активів відбувається за рахунок збільшення відстрочених податкових активів. Оборотні активи демонструють негативну динаміку. Поточні зобов’язання упродовж останніх 2 років зросли понад удвічі через збільшення кредиторської заборгованості за товари, роботи та послуги (в основному газ). Одеський господарський суд у 2014 р. зобов’язав виплатити 53 млн. грн. постачальнику газу, компанії НАК «Нафтогаз України». Загальний борг за газ складає понад 400 млн. грн. Власний капітал підприємства має негативне значення, що не відповідає вимогам чинного законодавства України, отже товариство може бути ліквідоване. Баланс (UAH m)
2011 2012
2013 2014
Активи/Пасиви (баланс)
216
179
265
287
Необоротні активи
88
93
153
185
Основні засоби
55
56
92
87
Оборотні активи
128
86
113
102
Довгострокові зобов’язання
0
27
27
27
Поточні зобов’язання
306
257
421
534
Власний капітал
-92
-108
-183
-273
19
500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
476 363
Дебіторська заборгованість за продукцію
272 221 107
2011
71
2012
95
2013
60
Кредиторська заборгованість за товари, роботи, послуги
2014
Рис. 12. Динаміка дебіторської та кредиторської заборгованості, млн. грн.
Протягом останніх десяти років підприємство лишається нерентабельним. Мінімальною або негативною є навіть валова рентабельність, тобто ТЕЦ працює на межі собівартості. Простежується також загальна тенденція до погіршення рентабельності підприємства, причому найнижче значення показника рентабельності було зафіксовано в 2014 р. Досліджуваний період характеризує також від’ємне значення коефіцієнту фінансування, отже діяльність компанії здійснюється виключно за рахунок запозичених джерел. Від’ємне значення – в межах -0,4-0,95 – має і коефіцієнт автономії, що свідчить про відсутність чистих активів та повну неплатоспроможність компанії. Коефіцієнт покриття показує, що величина оборотних коштів складала 0,4-0,2 від розміру поточних зобов’язань, що вказує на критичну недостатність наявних ресурсів для погашення його поточних зобов’язань.
20
Ratios
2011
2012
2013
2014
Валова рентабельність
-2,3%
0,4%
1,1%
-1,9%
Рентабельність EBITDA
-4,1%
0,0%
-29,5%
-40,2%
ROS, %
-0,5%
-5,9%
-28,0%
-34,2%
ROE, %
-
-
-
-
ROA, %
-0,5%
-8,9%
-29,1%
-31,7%
Коефіцієнт автономії
-0,43
-0,60
-0,69
-0,95
Коефіцієнт фінансування
-3,33
-2,63
-2,45
-2,05
Коефіцієнт покриття
0,42
0,33
0,27
0,19
Таким чином, підприємство є нерентабельним, а фінансовий стан є критично не стійким. ПАТ «Одеська ТЕЦ» не може функціонувати без підтримки держави.
Ризики
• Не зв’язаність тарифів на продукцію та цін на паливо (природний газ); • Залежність від одного виду палива; • Падіння платоспроможності споживачів та збільшення їх заборгованості за поставлену продукцію із ростом тарифів;
• Продаж продукції одному посереднику, який володіє тепловими мережами; • Технологічна відсталість виробництва енергії та висока зношеність обладнання; • Низький рівень ККД виробничих потужностей підприємства та висока собівартість продукції;
• Зміна кліматичних умов (потепління); • Коливання валютних курсів.
21
Цікавість для інвестора
• Монопольна позиція підприємства; • Територія підприємства та його розміщення; • Загальний курс на підвищення енергетичних тарифів в країні. Пріоритети при приватизації ТЕЦ
• Необхідність переведення ТЕЦ з природного газу на спалювання водно-вугільної суміші;
• Інвестиційні зобов’язання та інвестиційна програма на найближчі 5-10 років з технічного переоснащення та модернізації компанії.
• При продажу компанії, обов’язковою вимогою повинна бути інформація про кінцевого власника компанії інвестора.
Потенційні інвестори
• Місцеві.
22
ПАТ «ХЕРСОНСЬКА ТЕЦ» Розташування
23
Херсонська ТЕЦ знаходиться в Дніпровському районі, що в північно-східній частині міста. ТЕЦ має виїзд на автодорогу Бериславське шосе та залізничне сполучення. Підприємство розташовано географічно близько до ряду житлових районів та до великих підприємств міста.
Структура власників Держава Україна – 99,83 %
Структура виробництва продукції Обсяг реалізації за 2014 рік електричної енергії в натуральному виразі – 72,910 млн. кВт-год, в грошовому виразі – 104364 тис. грн. без ПДВ, при середній ціні реалізації – 143,14 коп./ кВт-год. Обсяг реалізації за 2014 рік теплової енергії в натуральному виразі склав 203,442 тис. Гкал., в грошовому виразі - 85184 тис. грн., при середній ціні реалізації – 418,71 грн./Гкал. Табл. 2. Обсяги виробництва та реалізації продукції в 2014 р. Обсяг виробництва
Обсяг реалізованої продукції
у натуральній формі
у натуральній формі
у грошовій формі, тис. грн.
у % до всієї реалізованої продукції
№ з/п
Основний вид продукції*
1
електрична енергія
95,3 млн.кВтгод
72,9 млн.кВтгод
104364
55,1
2
теплова енергія
279,8 тис. Гкал.
203,4 тис. Гкал.
85184
44,9
24
Динаміка виробничих показників показує негативні тенденції. Виробництво електроенергії та теплоенергії впродовж 2011-2014 рр. скоротилось на 20%.
Рис. 13. Динаміка виробництва теплової та електричної енергії Херсонської ТЕЦ
Виробництво продукції ПАТ «Херсонська ТЕЦ» має сезонний характер, підприємство працює тільки в опалювальний період .
Генеруючі потужності «Херсонська ТЕЦ» заснована в 1956 році для роботи в єдиній енергетичній системі України зі встановленою електричною і тепловою потужністю 80 МВт і 734,7 Гкал/год відповідно, знаходиться на околиці м Херсона. Херсонська ТЕЦ є основним джерелом теплопостачання для 50% споживачів теплової енергії м. Херсона. Херсонська ТЕЦ є підприємством з комбінованою виробленням теплової та електричної енергії, тобто при виробленні теплової енергії Херсонська ТЕЦ попутно виробляє і електроенергію, причому первинним у виробничому циклі є вироблення теплової енергії. Всі котли, турбоагрегати та генератори були введені до експлуатації в 50-60 рр. ХХ століття. Херсонська ТЕЦ складається з двох черг. Перша черга ХТЕЦ споруджена в 1955-58 рр., складалася з чотирьох котлів ЦКТІ-75-39Ф і двох турбогенераторів типу ПТ-1235 / 10 (перемаркированних в 1991р. На 10 МВт). Друга черга, споруджена в період 1965-69 рр., складалася з трьох енергетичних котлів типу БКЗ-160-100Ф, двох турбогенераторів типу ПР-25-90 / 10-0,9 і двох водогрійних котлів типу ПТВМ-50-1. До 1978-81 р.р. ХТЕЦ використовувала тверде паливо. Оскільки Херсонська ТЕЦ знаходиться в міській зоні, в період 1978-81 рр. котли було переобладнано на спалю-
25
вання мазуту і природного газу, встановленого для ТЕЦ в якості основного палива. Існуючі енергетичні котли ТЕЦ були реконструйовані зі збільшенням паропродуктивності: котли ст. №№ 1 - 4 з 75 т / год до 105 т / год, котли ст. №№ 5 - 7 з 160 т / год до 200 т / год кожний. Турбогенератори ст. № 3 та № 4 типу ПР-25-90 / 10 / 0,9 були також реконструйовані з підвищенням розрахункової витрати пари і збільшенням одиничної потужності до 35 МВт (у 1991 р перемарковані на 30 МВт). Енергетичні котли встановлені у головному корпусі, а водогрійні – в окремій будівлі. Парові котли підключені до загальної димової трубі висотою 120 метрів і діаметром гирла 6 метрів.
Паливо Основним джерелом виробництва електричної та теплової енергії є природний газ. Середня ціна природного газу при виробництві електричної енергії в 2013 р. – 3858,07 грн. без ПДВ за тис. мЗ., в 2014 р. – 4403,49 грн. без ПДВ за тис. мЗ. Середня ціна природного газу при виробництві теплової енергії в 2013 р. – 1517,48 грн. без ПДВ за тис. мЗ, в 2014 р. – 1612,77 грн. без ПДВ за тис. мЗ. Основним постачальником природного газу для виробництва теплової та електричної енергії є НАК «Нафтогаз України». У структурі собівартості продукції, частка газу становить 76,1%. 5,2
5
13,7
Паливо на технологiчнi потреби Зарплата з вiдрахуваннями 76,1
Амортизація Інші
Рис. 14. Структура собівартості виготовленої продукції, %
26
Для зменшення частки палива у структурі собівартості продукції, майбутньому інвестору доведеться шукати можливості роботи на альтернативному паливі, в першу чергу водно-вугільної суміші.
Фінансові показники Фінансові результати (UAH m)
2011
2012
2013
2014
Чистий дохід від реалізації
177
193
192
190
Собівартість
183
193
198
204
Валовий прибуток/збиток
-6
0,3
-6
-15
EBITDA
77
22
-18
33
Амортизація
6
6
11
11
Операційний прибуток/збиток
71
16
-28
21
Прибуток/збиток до оподаткування
72
16
-2
21
Чистий прибуток
59
8
-28
16
Отримання субсидій, дотацій
18
44
7
66
Чистий дохід компанії не зростає вже кілька років, тоді як собівартість щорічно збільшується на 5-10%. В результаті, у 2014 р. компанія отримала валовий збиток у розмірі 15 млн. грн. Однак, підприємство регулярно отримує субсидії та дотації від держави, що безумовно впливає на розміри операційного та чистого прибутку. Так, цифра 65,9 млн. грн., зазначена у статті «інші операційні доходи» звіту про фінансові результати підприємства в 2014 р., корелюється з іншою цифрою – 66 млн. грн. у статті «субсидії та дотації» звіту про рух грошових коштів, що в цілому визначає причину формування чистого прибутку компанії.
27
180
157
160
154
140 120
98
100 80 60
62
Дебіторська заборгованість за продукцію
85
69
66
2012
2013
Кредиторська заборгованість за товари, роботи, послуги
40 20
8
0 2011
2014
Рис. 15. Динаміка дебіторської та кредиторської заборгованості, млн. грн.
Баланс (UAH m)
2011
2012
2013
2014
Активи/Пасиви (баланс)
148
189
199
223
Необоротні активи
64
90
93
91
Основні засоби
59
85
86
79
Оборотні активи
84
99
107
132
Довгострокові зобов’язання
0
0,4
0
0
Поточні зобов’язання
126
170
220
229
Власний капітал
20
12
-21
-6
У структурі активів 60% займають оборотні активи, що зростають за рахунок збільшення дебіторської заборгованості, яка на 31.12.2014 р. становила 85 млн. грн. Поточні зобов’язання зростають за рахунок збільшення кредиторської заборгованості за товари, роботи, послуги (насамперед, природній газ). Упродовж останніх 2 років власний капітал підприємства має від’ємне значення. Таким чином, склалась ситуація, за якої, з одного боку, з підприємством не розраховуються за виготовлену продукцію, а з іншого, збільшуються борги за поставлений природний газ.
28
Ratios
2011
2012
2013
2014
Валова рентабельність
-3,6%
0,2%
-3,0%
-7,7%
Рентабельність EBITDA
43,8%
11,6%
-9,2%
17,3%
ROS
33,5%
4,4%
-14,4%
8,2%
ROE
-
-
-
-
ROA
40,1%
4,5%
-13,9%
7,0%
Коефіцієнт автономії
0,14
0,06
-0,11
-0,03
Коефіцієнт фінансування
6,14
14,45
-10,38
-38,83
Коефіцієнт покриття
0,67
0,58
0,48
0,58
Валова рентабельність компанії має негативне значення, що свідчить про збитковість операційної діяльності. Рентабельність EBITDA, ROA та ROS не характеризує реальну ефективність господарської діяльності підприємства, оскільки, як зазначалось вище, реальна величина чистого прибутку компанії формується за рахунок субсидій та дотацій від держави. Коефіцієнти автономії та фінансування вказують на нестійкий фінансовий стан. Коефіцієнт покриття демонструє недостатність оборотних ресурсів підприємства для погашення його поточних зобов’язань. Таким чином, операційна діяльність підприємства є нерентабельною, а фінансовий стан – не стійким. Функціонування підприємства продовжується за рахунок підтримки держави.
Ризики
• Не зв’язаність тарифів на продукцію та цін на паливо (природний газ); • Падіння платоспроможності споживачів та збільшення їх заборгованості за поставлену продукцію із ростом тарифів;
• Передання теплових мереж (магістральних та розподільчих) у користування місцевим органам влади;
• Технологічна відсталість виробництва енергії та висока зношеність обладнання; • Низький рівень ККД виробничих потужностей підприємства та висока собівартість продукції;
• Зміна кліматичних умов (потепління); • Коливання валютних курсів. 29
Цікавість для інвестора
• Монопольна позиція підприємства; • Територія підприємства та його розміщення; • Загальний курс на підвищення енергетичних тарифів в країні. Пріоритети при приватизації ТЕЦ
• Необхідність переведення ТЕЦ з природного газу на спалювання водно-вугільної суміші;
• Інвестиційні зобов’язання та інвестиційна програма на найближчі 5-10 років з технічного переоснащення та модернізації компанії.
• При продажу компанії, обов’язковою вимогою повинна бути інформація про кінцевого власника компанії інвестора.
Потенційні інвестори
• Місцеві.
30
ПАТ «МИКОЛАЇВСЬКА ТЕЦ» Розташування
м. Миколаїв, вул. Каботажний узвіз, буд. 18 Миколаївська ТЕЦ має стратегічне географічне положення. На північ від ТЕЦ розташований центр міста та житлові масиви. Підприємство безпосередньо межує із Миколаївським морським торгівельним портом та має залізничне сполучення з ним.
31
Структура власників Держава Україна – 100%
Структура виробництва продукції Основні напрямки дiяльностi: виробництво, передача та постачання електричної i теплової енергiї. У 2014 р. підприємство виготовило 284 тис. Гкал теплової та 81 млн. кВт-год електричної енергії. У структурі виручки частки теплової та електричної енергії практично рівні. Табл. 3. Обсяги виробництва та реалізації продукції в 2014 р. Обсяги виробництва
Обсяг реалізації
натуральні величини
натуральні величини
тис. грн
Теплоенергія, Гкал
283683
253006
89235
Електроенергія, млн. кВт-год
81,36
67,89
88496
Частка,% 49,8 50,2
Динаміка виробничих показників, як і в інших ТЕЦ є негативною. Виробництво теплової енергії впало впродовж 2012-2014 рр. 15%, тоді як електричної – на 9%. Падіння виробництва в 2014 р. можна пояснити зниженням нормативів на споживання газу від НАК «Нафтогаз України».
32
Теплоенергія, тис. Гкал
Електроенергія, млн. кВт-год
450,0 350,0
100,0
334,0
343,5
90,0
283,7
250,0
89,6
94,3 81,4
80,0 70,0
150,0 2012
2013
2014
2012
2013
2014
Рис. 16. Динаміка виробництва теплової та електричної енергії Миколаївської ТЕЦ
Забезпечує тепловою енергією 40% житлового фонду та промислових підприємства м. Миколаїв. Залишається найпотужнішим теплогенеруючим підприємством міста.
Генеруючі потужності Встановлена електрична потужність ТЕЦ складає 40 МВт, а теплова – 410 Гкал/год. До складу основного обладнання ПАТ «Миколаївська ТЕЦ» входять чотири енергетичних котли (в т.ч. два котли високого тиску типу ТП-230-2 та два котли середнього тиску типу ТКП-2), три водогрійні котли (в т.ч. два котла типу ПТВМ-100 та один КВГМ100) та три турбогенератори (в т.ч. одна турбіна високого тиску Р-15-90/30 та дві турбіни типу П-15-29/10 та ТР-10-29/0,8-1,2) Відпуск теплової енергії в мережевій воді здійснюється по двом магістралям теплових мереж. Основне обладнання ТЕЦ має фізичний знос на рівні 70 %. Технічне водозабезпечення ТЕЦ надходить вiд берегової насосної станції трьома напірними трубопроводами (в т.ч. 1 резервний). В оренді у ТЕЦ перебуває 5 центральних, 3 iндивiдуальних ТП. На балансі та в оренді нараховується 53,854 км водяних теплових мереж у двотрубному вимiрi, 2 пiдкачувальнi i перекачувальні насосні станції. Теплові мережі ТЕЦ мають фізичний знос на рівні 87 %. План робочої потужності складає 8,3 МВт. Фактична потужність склала 9,3 МВт. Упродовж 2014 р. вироблено 81 362 тис.кВт-год. електроенергії. Відпуск теплової енергії з колекторів склав 283 683 Гкал. Основними видами продукції, що виробляє товариство, є теплова та електрична енергія. Також товариство здійснює транспортування та постачання теплової й електричної енергії. Виробництво теплової енергії відбувається лише в опалюваль-
33
ний період. Більшість котлів та турбогенераторів введені до експлуатації в 50-х роках ХХ століття та відпрацювали 200-300 тис. год.
Паливо Основним паливом є газ. Частка палива у структурі собівартості займає 65%, що є найнижчим показником серед ТЕЦ виставлених на приватизацію в 2015 р. 13,68
Паливо на технологiчнi потреби
21,25
Зарплата з вiдрахуваннями 65,07
Iншi
Рис. 17. Структура собівартості виробленої продукції в 2014 р., %
Інвестиційною програмою підприємства на 2015 рік передбачено розробка двох варіантів ТЕО для переведення станції на спалювання низькосортного вугілля в циркулюючому киплячому шарі і на спалювання водовугільного палива.
34
Фінансові показники Фінансові результати (UAH m)
2011
2012
2013
2014
Чистий дохід від реалізації
164
188
199
178
Собівартість
158
183
184
173
Валовий прибуток/збиток
6
6
15
5
EBITDA
-2
23
0,1
26
Операційний прибуток/збиток
-4
20
-3
22
Прибуток/збиток до оподаткування
-
-
-3
23
Чистий прибуток
24
15
-3
17
Дивіденди
-
7
4,6
0
Хоча на перший погляд інфляційні процеси в державі повинні були б відбитись на зростанні доходу від реалізації компанії, цього не відбувається із-за жорстко регульованої державою тарифної політики. Операційна діяльності компанії насамперед характеризується наявністю та розміром її валового прибутку. Разом з тим, чистий прибуток компанії залежить від доходів, отриманих за статтею «інші операційні доходи». Обсяг останніх у 2013 р. становив 3,4 млн. грн., а у 2014 р. – 35 млн. грн., відповідно, в 2013 р. компанія зазнала збитку на суму 3 млн. грн., а вже у 2014 р. – отримала чистий прибуток 17 млн. грн. Однак, аналіз звіту про рух грошових коштів показує, що у 2014 р. ТЕЦ отримала від держави 33 млн. грн. цільового фінансування, тоді як у 2013 р. таких надходжень не було. За результатами діяльності компанія щорічно виплачує дивіденди державі обсягом близько 30%.
35
70
63
60
50 40
58 52
Дебіторська заборгованість за продукцію
45 38 32
37
30
29
Кредиторська заборгованість за товари, роботи, послуги
20 10 0
2011
2012
2013
2014
Рис. 18. Динаміка дебіторської та кредиторської заборгованості, млн. грн.
Баланс (UAH m)
2011
2012
2013
2014
Активи/Пасиви (баланс)
72
76
104
118
Необоротні активи
26
26
34
38
Основні засоби
24
25
33
35
Оборотні активи
46
49
69
80
Довгострокові зобов’язання
0
0
0
0,3
Поточні зобов’язання
47
43
78
75
Власний капітал
25
33
26
43
Зростання активів відбувалось за рахунок збільшення як оборотних так і необоротних активів. Оборотні активи зростали швидшими темпами, оскільки відбувалось збільшення дебіторської заборгованості та грошових коштів і їх еквівалентів. Необоротні активи зросли за рахунок збільшення основних засобів, частка яких наприкінці 2014 р. склала 91%. У 2013 р. суттєво зросла поточна кредиторська заборгованість за товари, роботи та послуги, яка наприкінці 2014 р. становила 75 млн. грн. Разом з тим, НАК «Нафтогаз України» звітувала про борг за газ Миколаївської ТЕЦ розміром 71 млн. грн. станом на липень 2015 р.
36
Ratios
2011
2012
2013
2014
Валова рентабельність
3,8%
3,0%
7,7%
2,6%
Рентабельність EBITDA
-1,3%
12,0%
0,1%
14,7%
ROS
14,3%
8,1%
-1,4%
9,7%
ROE
94,2%
46,0%
-10,5%
40,2%
ROA
32,6%
20,0%
-2,6%
14,6%
Коефіцієнт автономії
0,35
0,44
0,25
0,36
Коефіцієнт фінансування
1,89
1,29
3,03
1,75
Коефіцієнт покриття
0,98
1,15
0,89
1,07
Коефіцієнт автономії становить 0,36, що менше нормативного значення 0,5. Коефіцієнт фінансування показує, що на кожну вкладену одиницю власних коштів зобов’язання підприємства становлять 1,75. Коефіцієнт покриття 1,07 вказує на достатність ресурсів підприємства, які можуть бути використані на погашення його поточних зобов’язань. Таким чином можна зробити висновок, що платоспроможність компанії в цілому забезпечена, підприємство має стійкий фінансовий стан та володіє достатніми власними оборотними коштами. Загалом фінансовий стан компанії можна визначити як задовільний.
Ризики
• Не зв’язаність тарифів на продукцію та цін на паливо (природний газ); • Падіння платоспроможності споживачів та збільшення їх заборгованості за поставлену продукцію із ростом тарифів;
• Передання теплових мереж (магістральних та розподільчих) у користування місцевим органам влади;
• Технологічна відсталість виробництва енергії та висока зношеність обладнання; • Низький рівень ККД виробничих потужностей підприємства та висока собівартість продукції;
• Зміна кліматичних умов (потепління); • Коливання валютних курсів. 37
Цікавість для інвестора
• Монопольна позиція підприємства; • Найкращий фінансово-господарський стан серед ТЕЦ виставлених на продаж; • Територія підприємства та його розміщення; • Загальний курс на підвищення енергетичних тарифів в країні. Пріоритети при приватизації ТЕЦ
• Необхідність переведення ТЕЦ з природного газу на спалювання водно-вугільної суміші;
• Інвестиційні зобов’язання та інвестиційна програма на найближчі 5-10 років з технічного переоснащення та модернізації компанії.
• При продажу компанії, обов’язковою вимогою повинна бути інформація про кінцевого власника компанії інвестора.
Потенційні інвестори
• Місцеві.
38
ПАТ «ДНІПРОДЗЕРЖИНСЬКА ТЕЦ» Розташування Дніпропетровська обл., м. Дніпродзержинськ, вул. Радянська, буд. 2
39
Структура власників Держава Україна – 99,9277%
Структура виробництва продукції Основними видами діяльності підприємства є виробництво електричної та теплової енергії. У 2014 р. план з виробництва електричної енергії виконано на 106 % (фактичний виробіток склав 78,513 млн. кВт. год. проти запланованого 74,140 млн. кВт. год.). Фактичний відпуск електричної енергії до ОРЕ становить 61,468 млн. кВт. год. при плані – 57,90 млн. кВт. год. i становить 106,162% вiд запланованого. План з виробництва теплової енергії виконано на 88,0% ( 323,437 тис. Гкал - факт, 367,724 тис. Гкал – план). Відпуск теплової енергії споживачам здійснювався вiдповiдно до температурного графіку. Табл. 4. Обсяги виробництва продукції в 2014 р.
Продукція
натуральні величини
вартість, тис. грн.
у % до всієї реалізованої продукції
Теплоенергія
323438 Гкал
96931
55,9
Електроенергія
61467 тис. кВт-год
76434,6
44,1
Динаміка виробництва теплової та електричної енергії впродовж 2011-2014 рр. була негативною. Обсяги виробництва теплової енергії скоротились на 12%, а електричної – на 13%. Падіння виробництва в 2014 р. можна пояснити зниженням нормативів на споживання газу від НАК «Нафтогаз України».
40
Рис. 19. Динаміка виробництва теплової та електричної енергії Дніпродзержинської ТЕЦ
Генеруючі потужності На ТЕЦ встановлено 4 турбіни середнього тиску загальною встановленою електричною потужністю 61,6 МВт. Функціонує 10 котлоагрегатів середнього тиску загальною максимальною паровою потужністю – 1280 т/год. Установлена електрична i теплова потужність турбін електростанції на початок та кінець року складають відповідно 61,6 МВт та 313,0 Гкал/год. Наявна електрична потужність на кінець року – 21,6 МВт. Причинами розриву між установленою та наявною електричними потужностями є технічні обмеження, тобто нестача теплових навантажень на турбіну типу Р в зимовий період за відсутності споживачів. Капітальні вкладення за 12 місяців 2014 р. становлять 4164,3 тис. грн., у тому числі в основний капітал – 3186,1 тис. грн.
Рис. 20. Схема реалізації теплової енергії в м. Дніпродзержинськ
41
Стратегія подальшої діяльності підприємства значною мірою залежить від обсягів замовленої містом теплової енергії. Дебіторська заборгованість перед ТЕЦ – це заборгованість покупця-перепродувача теплової енергії, яким є міське Комунальне підприємство Дніпродзержинської міської ради «Днiпродзержинськтепломережа».
Паливо Основним видом палива на підприємстві є природний газ. Єдиним постачальником сировини (природного газу) для Товариства є НАК «Нафтогаз України». У структурі собівартості паливо займає 81,4%. 7,3 11,3 Матерiальнi витрати (паливо) Витрати на оплату працi 81,4
Iншi
Рис. 21. Структура собівартості виробленої продукції в 2014 р., %
Для зменшення частки палива у структурі собівартості продукції, майбутньому інвестору доведеться шукати можливості роботи на альтернативному паливі, в першу чергу водно-вугільної суміші.
42
Фінансові показники Фінансові результати (UAH m)
2011
2012
2013
2014
Чистий дохід від реалізації
122
188
183
176
Собівартість
104
178
177
170
Валовий прибуток/збиток
18
9
6
6
EBITDA
5
-32
2
14
Операційний прибуток/збиток
4
-33
0,4
13
Прибуток/збиток до оподаткування
-
-
0,6
13
Чистий прибуток
0,3
-2
0,1
0,5
Упродовж останніх чотирьох років чистий дохід компанії перевищує собівартість. Проте, не зважаючи на наявність мінімального валового прибутку, розмір операційного прибутку визначають доходи за статтею інші операційні доходи. У 2014 р. за цією статтею підприємство отримало понад 88 млн. грн., що сформувало величину операційного та, зрештою, чистого прибутку. 450
395
400 350 282
300 250
194
200
50
Кредиторська заборгованість за товари, роботи, послуги
145 120
150
100
220
Дебіторська заборгованість за продукцію
81 17
0 2011
2012
2013
2014
Рис. 22. Динаміка дебіторської та кредиторської заборгованості, млн. грн.
43
Баланс (UAH m)
2011
2012
2013
2014
Активи/Пасиви (баланс)
191
263
351
499
Необоротні активи
31
67
57
77
Основні засоби
31
32
42
45
Оборотні активи
160
197
293
421
Довгострокові зобов’язання
6
0
0,2
2
Поточні зобов’язання
170
251
374
520
Сукупні зобов’язання
176
251
374
522
Власний капітал
15
12
-24
-23
Необоротні активи зростають за рахунок збільшення відстрочених податкових активів та основних засобів. Ріст оборотних активів пов›язаний із збільшення дебіторської заборгованості за продукцію (220 млн. грн.), а також іншої поточної заборгованості, яка у 2014 р. зросла удвічі та становила 180 млн. грн. Таким чином, дебіторська заборгованість склала 400 млн. грн., що у структурі всіх активів перевищує 80%. Разом з тим, зростання поточних зобов’язань пов’язано із збільшенням кредиторської заборгованості за товари, роботи та послуги, яка склала 395 млн. грн. наприкінці 2014 р. Зростають також кредиторська заборгованість за розрахунками з бюджетом (33 млн. грн.) та інші поточні зобов’язання (68 млн. грн.). Ratios
2011
2012
2013
2014
Валова рентабельність
14,8%
5,0%
3,0%
3,1%
Рентабельність EBITDA
4,3%
-17,1%
0,8%
8,1%
ROS
0,2%
-1,2%
0,1%
0,3%
ROE
-
-
-
-
ROA
0,1%
-0,9%
0,0%
0,1%
Коефіцієнт автономії
0,08
0,05
-0,07
-0,05
Коефіцієнт фінансування
12,02
20,28
-15,81
-22,43
Коефіцієнт покриття
0,94
0,78
0,78
0,81
Рентабельність підприємства є мінімальною, ROS коливається в межах –1,2-0,3%, а ROA – 0,9-0,1%. Коефіцієнти автономії та фінансування демонструють незадовільну платоспроможність та від’ємне значення власного капіталу. Коефіцієнт покриття свідчить, про недостатність оборотних активів.
44
Таким чином, фінансовий стан підприємства є незадовільним, рентабельність мінімальною, а розмір оборотних коштів недостатній. За інформацією ПАТ «Дніпродзержинська ТЕЦ», згідно до затверджених тарифів НКРЕКП теплової та електричної енергії для компанії, для компанії є збитковою діяльність із виробництва теплової енергії та прибутковим виробництво електроенергії.
Ризики
• Не зв’язаність тарифів на продукцію та цін на паливо (природний газ); • Падіння платоспроможності споживачів та збільшення їх заборгованості за поставлену продукцію із ростом тарифів;
• Продаж продукції одному посереднику, який володіє тепловими мережами; • Технологічна відсталість виробництва енергії та висока зношеність обладнання; • Низький рівень ККД виробничих потужностей підприємства та висока собівартість продукції;
• Зміна кліматичних умов (потепління); • Коливання валютних курсів. Цікавість для інвестора
• Монопольна позиція підприємства; • Територія підприємства та його розміщення; • Загальний курс на підвищення енергетичних тарифів в країні.
45
Пріоритети при приватизації ТЕЦ
• Необхідність переведення ТЕЦ з природного газу на спалювання водно-вугільної суміші;
• Інвестиційні зобов’язання та інвестиційна програма на найближчі 5-10 років з технічного переоснащення та модернізації компанії.
При продажу компанії, обов’язковою вимогою повинна бути інформація про кінцевого власника компанії інвестора.
Потенційні інвестори
• Місцеві.
46
АБРЕВІАТУРИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ грн
гривень
Гкал
гігакалорій
кВт-год
кіловат-годин
МВт
мегават
млн
мільйонів
т
тонна
тис
тисяч
год
година
НКРЕКП
Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
ПАТ
публічне акціонерне товариство
ТЕЦ
теплоелектроцентраль
млн
мільйонів
EBITDA
(Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) – розраховувався як сума операційного прибутку та амортизації
Валова рентабельність
розраховувалась як відношення валового прибутку компанії до її чистого доходу від реалізації
Рентабельність EBITDA
розраховувалась як відношення EBITDA до чистого доходу від реалізації компанії
ROS (Return On Sales)
розраховувався як відношення чистого прибутку до чистого доходу від реалізації компанії
ROA (Return On Assets)
фінансовий індикатор, який показує ефективність використання активів. Розраховувався як відношення чистого прибутку до розміру активів компанії
ROE (Return On Equity)
фінансовий індикатор, який показує ефективність використання вкладеного власного капіталу. Розраховувався як відношення чистого прибутку до розміру власного капіталу
Коефіцієнт автономії
характеризує частку власного капіталу підприємства у загальній структурі капіталу
Коефіцієнт фінансування
показує, скільки позикових коштів залучило підприємство на 1 грн. вкладених в активи власних коштів
Коефіцієнт покриття (загальної ліквідності)
характеризує здатність підприємства забезпечити свої короткострокові зобов’язання. Розраховується як відношення оборотних активів до поточних зобов’язань
UAH
українська гривня
47