Присвоен номер по ISIN BG1100026118 Вид на акциите Обикновени, поименни, безналични Номинална стойност 1 (един) лев Предлагана цена на акция 164.42 лв. (сто шестдесет и четири лева и четиридесет и две стотинки)

на основание чл.149а, ал.1

от Закона за публичното предлагане на ценни книжа (ЗППЦК)

„ЕНЕРГО-ПРО ВАРНА“ ЕООД

отправя

ТЪРГОВО ПРЕДЛОЖЕНИЕ

към акционерите на

„ЕНЕРГО-ПРО МРЕЖИ“ АД,

ГР. ВАРНА

за закупуване на акции на

„Енерго-Про Мрежи“ АД, гр. Варна

Присвоен номер по ISIN	BG1100026118
Вид на акциите	Обикновени, поименни, безналични
Номинална стойност	1 (един) лев
Предлагана цена на акция	164.42 лв. (сто шестдесет и четири лева и четиридесет и две стотинки)

КОМИСИЯТА ЗА ФИНАНСОВ НАДЗОР НЕ НОСИ ОТГОВОРНОСТ ЗА ВЕРНОСТТА НА ДАННИТЕ В ТЪРГОВОТО ПРЕДЛОЖЕНИЕ.

Дата на регистрация на Търговото предложение в Комисията за финансов надзор: 28 януари 2015 г.

СЪДЪРЖАНИЕ

1. Данни за търговия предложител 6

2. Данни за упълномощения инвестиционен посредник 7

3. Данни за дружеството – обект на Търговото предложение („Дружеството”) 7

4. Участие на Предложителя в гласовете на общото събрание на дружеството – обект на търговото предложение 7

4.1. Данни за емисията 7

4.2. Участие на Предложителя в гласовете на общото събрание на дружеството – обект на търговото предложение 8

4.3. Основание за Търговото предложение 9

4.4. Акции, обект на Търговото предложение 9

5. Предлагана цена на акция 9

6. Обосновка на предлаганата цена на акция 9

6.1. Резюме 9

6.2. Обосновка в детайли 14

7. Обезщетение за правата на акционерите, които могат да бъдат ограничени съгласно

чл.151а, ал.4 от ЗППЦК 105

8. Срок за приемане на Търговото предложение 105

9. Условия за финансиране на Търговото предложение 105

10. Ред за приемане на Търговото предложение 106

10.1. Приемане на Търговото предложение 106

10.2. Допълнителни документи, които се прилагат към заявлението 106

10.3. Място, където приелите предложението акционери подават писмено заявление за неговото приемане и депозират удостоверителните документи за притежаваните акции 107

10.4. Приемане на Търговото предложение чрез подаване през друг инвестиционен посредник 107

10.5. Срок за заплащане на цената от Предложителя 107

10.6. Начин за заплащане на цената от Предложителя 108

10.7. Разходи за акционери, приели Търговото предложение 108

11. Намерения на Предложителя за бъдещата дейност на дружеството - обект на търгово предложение, и на Предложителя, доколкото е засегнат от търговото предложение 109

11.1. Намерения на Предложителя относно двете дружества: 109

11.2. Стратегически план на Предложителя за двете дружества: 110

12. Информация за приложимия ред, ако Търговото предложение бъде оттеглено от Предложителя 112

13. Информация за възможността приемането на предложението да бъде оттеглено от приелия го акционер 113

14. Достъп до годишните счетоводни отчети на Предложителя за последните 3

години.Получаване на допълнителна информация за Търговото предложение 113

15. Разходи по Търговото предложение 114

16. Централни ежедневници, в които Предложителят ще публикува Търговото предложение, становището на управителния орган на Дружеството и резултата от Търговото предложение114

17. Приложимо право относно договорите между Предложителя и акционерите при приемане на Търговото предложение.Компетентен съд 114

18. Право на Предложителя да изкупи акциите с право на глас в Общото събрание на

дружеството, съгласно чл. 157а от ЗППЦК 114

19. Право на акционерите да изискат от Предложителят да изкупи, притежаваните от тях акции с право на глас в Общото събрание на “Енерго-Про Мрежи“ АД, съгласно чл. 157б от ЗППЦК 114

20. Отписване на Дружеството от регистъра на Комисията 115

21. Други данни, които по преценка на Предложителя имат съществено значение за

осъществяваното Търгово предложение 115

Приложение 1 117

Приложение 2 121

Приложение 3 123

Приложение 4 124

Приложение 5 145

Приложение 6 149

Приложение 7 155

Основни документи приложени към Търговото предложение:

1. Образци за заявление за приемане на Търгово предложение и на заявление за оттегляне на приемането на Търговото предложение;

2. Удостоверение за актуално състояние на „Енерго-Про Варна” ЕООД;

3. Актуален учредителен акт на „Енерго-Про Варна” ЕООД;

4. Пълномощно от „Енерго-Про Варна” ЕООД за „БАЛКАНСКА КОНСУЛТАНТСКА КОМПАНИЯ-ИП“ ЕАД (БКК ИП ЕАД) за целите на Търговото предлагане ;

5. Удостоверение от “ УниКредит Булбанк“ АД за наличие на средствата за финансиране на Търговото предложение;

6. Удостоверение за актуално състояние на „Енерго-Про Мрежи“ АД;

7. Актуален устав на „Енерго-Про Мрежи“ АД;

8. Декларация по чл. 151, ал. 3 от ЗППЦК, че „Енерго-Про Варна” ЕООД като търгов предложител е подало необходимите уведомления;

9. Удостоверение, издадено от "Българска Фондова Борса–София" АД с обобщени данни за борсовата търговия на емисия ISIN код BG1100026118;

10. Копия от удостоверението за акции (депозитарна разписка), издадени от "Централен Депозитар" АД, удостоверяващи притежавани от „Енерго-Про Варна” ЕООД акции в“Енерго- Про Мрежи“ АД;

11. Удостоверение за актуално състояние на БКК ИП ЕАД;

12. Лиценз на БКК ИП ЕАД;

13. Експертна оценка – оценителски доклад за определяне на ликвидационната стойност на собствения капитал на “Енерго-Про Мрежи“ АД от 27 януари 2015 г..

Списък на използваните съкращения

АД	Акционерно дружество
БНБ	Българска народна банка
БФБ	„Българска фондова борса-София“ АД
ВИ	Възобновяеми енергийни източници
ВН	Високо напрежение
ВтЕЦ	Вятърни електроцентрали
ДДС	Данък добавена стойност
ДКЕВР	Държавна комисия за енергийно и водно регулиране (от 6 март 2015 г. КЕВР)
ДМА	Дълготрайни материални активи
ДНА	Дълготрайни нематериални активи
ДПИ	Доставчик от последна инстанция
ДПП	Дисконтирани парични потоци
ДППД	Дисконтирани парични потоци към дружеството
ЕАД	Еднолично акционерно дружество
ЕЕС	Електроенергийна система
ЕК	Европейска комисия
ЕООД	Еднолично дружество с ограничена отговорност
ЗЕ	Закон за енергетиката
ЗЕВИ	Закон за енергията от възобновяеми източници
ЗКПО	Закон за корпоративното подоходно облагане
ЗППЦК	Закон за публичното предлагане на ценни книжа
ИП	Инвестиционен посредник
КФН	Комисия за финансов надзор
МИ1	ТЕЦ Марица-Изток 1
МИ3	ТЕЦ Марица-Изток 3
НН	Ниско напрежение
НС	Надзорен съвет
НСА	Нетна стойност на активите
НСИ	Национален статистически институт
ОД	Обществен доставчик
ПМДА	Пазарни множители на компании-аналози
ПП	Паричен поток
СИЕ	Дългосрочни договори за изкупуване на електрическа енергия
СППК	Свободни парични потоци към собствения капитал
СППФ	Свободни парични потоци към фирмата
СПЦК	Среднопретеглена цена на капитала
СрН	Средно напрежение
УС	Управителен съвет
ФтЕЦ	Фотоволтаични електроцентрали
ЦК	Цена на собствения капитал

1. Данни за търговия предложител

Наименование	„Енерго-Про Варна” ЕООД (Energo-ProVarna Ltd)
Седалище и адрес на управление	Гр. Варна 9009, р-н Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx, Варна Тауърс, кула Г, бул. „Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx” 258
Телефон:	+ 000 00-000-000
Факс:	+ 359 52-660-848
Електронен адрес (e-mail):	xxx.xxxxxxxxxxxx@xxxxxx-xxx.xx
Електронна страница(web-site):	xxx.xxxxxx-xxx.xx
Единен идентификационен код (ЕИК)	ЕИК № 202104220

Наименование

Наименованието на търговия предложител („Предложителя“) не е променяно от учредяването на дружеството до датата на внасяне на настоящото Търгово предложение в Комисията.

Предмет на дейност

Предметът на дейност на Предложителя включва: Консултантска дейност в областта на енергетиката, търговско представителство и посредничество, лицензионни сделки и предоставяне на ноу-хау, комисионни сделки, рекламна дейност, както и всякакви други дейности, разрешени от закона, включително след получаване на съответните разрешения и лицензи, ако такива са необходими.

Управление и представителство

Органите на управление на Предложителя са: Едноличен собственик на капитала и Управители.

Едноличен собственик на капитала на „Енерго-Про Варна” ЕООД е „Енерго Про а.с.” (Energo-Pro a.s.), дружество учредено и съществуващо съгласно законодателството на Република Чехия, вписано в Търговски Регистър при Областния съд в Храдец Кралове, раздел Б, партида 1209 с идентификационен номер 632 17 783, със седалище: гр. Свитави, Намнести Миру № 62/39, п.к. 568 02, Чешка Република.

Понастоящем управители на „Енерго-Про Варна” ЕООД са:

- Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx, с адрес: гр. Варна 9009, р-н Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx, Варна Тауърс, кула Г, бул. „Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx” 258;

- Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx, с адрес: гр. Варна 9009, р-н Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx, Варна Тауърс, кула Г, бул. „Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx” 258;

- Xxxxxx Xxxxxx, с адрес: гр. Варна 9009, р-н Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx, Варна Тауърс, кула Г, бул. „Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx” 258;

Управителят Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx представлява Предложителя самостоятелно, а останалите управители Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxx и Xxxxxx Xxxxxx само заедно.

Едноличен собственик и споразумения за упражняване правото на глас при Предложителя

„ЕнергоПро а.с.” (Energo-Pro a.s.) притежава пряко 100% от капитала на Предложителя. Съответно, не съществуват споразумения за упражняване правото на глас в „Енерго-Про Варна“ ЕООД.

Лицето, което притежава чрез „Енерго Про а.с.” гласове в Предложителя, е Xxxxxx Xxxxxx, адрес: ул. „Задни“ № 397/15, Лачнов, п.к. 568 02, Свитави, Чешка Република – „Енерго-Про а.с.“ е контролирано от Xxxxxx Xxxxxx, доколкото Xxxxxx Xxxxxx притежава над 50 % от гласовете в общото събрание на „Енерго Про а.с.” (контрол в хипотезата на § 1, т. 44, б. „а“ от Допълнителните

разпоредби на ЗППЦК) и съответно „Енерго Про а.с.“ на това основание се явява свързано лице с Xxxxxx Xxxxxx.

Няма други лица, които притежават чрез свързани лица или непряко участие в капитала или в правата на глас в Предложителя.

2. Данни за упълномощения инвестиционен посредник

Наименование	„БАЛКАНСКА КОНСУЛТАНТСКА КОМПАНИЯ - ИП“ ЕАД
Седалище и адрес на управление	гр. София 1606, р-н Красно село, ул. „Xxxxx Xxxxx“ №20, ет.2, ап.4
Телефон:	x000 0 000 00 00; x000 0 000 00 00;
Факс:	x000 0 000 00 00;
Електронен адрес (e-mail):	xxxx@xxx.xx; x.xxxxxxx@xxx.xx;
Електронна страница(web-site):	xxx.xxx.xx
Единен идентификационен код (ЕИК)	Вписано в Търговския регистър при Агенцията по вписванията под ЕИК № 131112767
Дата/Лиценз № за извършване на дейност като инвестиционен посредник	Xxxxxx издаден на основание Решение №90- ИП/28.05.2003 г., Решение 0169-ИП/08.03.2006 г. и Решение №1597-ИП/17.12.2008 г. на КФН

3. Данни за дружеството – обект на Търговото предложение („Дружеството”)

Наименование	“Енерго-Про Мрежи“ АД(Energo-Pro Grid AD)
Седалище и адрес на управление	Гр. Варна 9009, р-н Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx, Варна Тауърс-Е, бул. „Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx” 258
Телефон:	0000 00 00 0
Факс:	052 660 848
Електронен адрес (e-mail):	xxxxxx.xxxxxx@xxxxxx-xxx.xx
Електронна страница(web-site):	xxxx://xxx.xxxxxx-xxx-xxxx.xx/
Единен идентификационен код (ЕИК)	ЕИК № 104518621

4. Участие на Предложителя в гласовете на общото събрание на дружеството – обект на търговото предложение

4.1. Данни за емисията “Енерго-Про Мрежи“ АД ISIN код: BG1100026118

Брой ценни книжа : 1 318 000 обикновени, поименни, безналични акции с право на глас с номинална стойност 1 (един) лев всяка

Пряко притежавани акции от Предложителя: 1 188 624 броя акции.

4.2. Участие на Предложителя в гласовете на общото събрание на дружеството – обект на търговото предложение

Предложителят притежава пряко 1 188 624 броя акции и съответно толкова гласове в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД, представляващи приблизително 90.18 % от общия брой обикновени акции, респективно от гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи ” АД.

Предложителят притежава акции в Дружеството само пряко, и не притежава акции в Дружеството непряко по чл. 149, ал. 2 ЗППЦК, чрез свързани лица по чл. 148ж ЗППЦК или по друг начин. Управителите на Предложителя не притежават (пряко, чрез свързани лица по чл. 148ж ЗППЦК или непряко по чл. 149, ал. 2 ЗППЦК) акции в Дружеството. Всички притежавани от Предложителя акции в „Енерго-Про Мрежи ” АД са обикновени, поименни, безналични, с номинална стойност от 1 (един) лев, дават еднакви права и са от един клас. Всяка акция дава право на един глас в Общото събрание на акционерите на „Енерго-Про Мрежи ” АД. Книгата на акционерите се води от „Централен депозитар“ АД.

Сделки, в резултат на които Предложителят придобива притежаваните акции в “Енерго-Про Мрежи“ АД:

- 29 юни 2012 г. – „Енерго-Про Варна“ ЕООД придобива чрез свързано лице („Е.ОН България“ ЕАД) 883 060 броя акции от капитала и съответно 883 060 гласа в Общото събрание на „Е.ОН България Мрежи“ АД (предишно наименование на „Енерго-Про Мрежи“ АД), представляващи 67 % от капитала и гласовете в Общото събрание на „Е.ОН България Мрежи“ АД (предишно наименование на „Енерго-Про Мрежи“ АД) чрез придобиване на всички акции от капитала на „Е.ОН България“ ЕАД (преименовано на „Енерго-Про“ ЕАД), пряко притежаващо посочените 883 060 броя акции от капитала и съответно гласове в Общото събрание на „Е.ОН България Мрежи“ АД (предишно наименование на „Енерго-Про Мрежи“ АД);

- 5 октомври 2012 г. (дата на сетълмент) – „Енерго-Про Варна“ ЕООД придобива пряко 357 000 броя акции в резултат на сделки, сключени в резултат на проведения на 3 октомври 2012 г. смесен закрит аукцион за продажба на остатъчния държавен дял в капитала на „Енерго-Про Мрежи“ АД. В резултат на тези сделки общото участие на „Енерго-Про Варна“ ЕООД(пряко и чрез свързаното лице „Енерго-Про“ ЕАД /предишно наименование „Е.ОН България“ ЕАД/) в капитала и в гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД достига 1 240 060 бр. акции и съответно гласове или 94.09 % от капитала и гласовете в Общото събрание на

„Енерго-Про Мрежи“ АД;

- 1 април 2013 г.(дата на вписване в Търговския регистър) – в резултат на извършено преобразуване на „Енерго-Про“ ЕАД чрез вливането му в едноличния собственик на капитала му „Енерго-Про Варна“ ЕООД участието на „Енерго-Про Варна“ ЕООД в капитала и правата на глас в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД се трансформира от пряко и непряко (чрез свързаното и контролирано от „Енерго-Про Варна“ ЕООД лице - „Енерго-Про“ ЕАД) само в пряко (пряко притежаваните от „Енерго-Про“ ЕАД 883 060 броя акции от капитала на

„Енерго-Про Мрежи“ АД стават пряко притежание на „Енерго-Про Варна“ ЕООД). Общото (само пряко) участие на „Енерго-Про Варна“ ЕООД в капитала и гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД остава 1 240 060 бр.акции и съответно гласове или

94.09 % от капитала и гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД;

- 20 май 2014 г. (дата на сетълмент) – „Енерго-Про Варна“ ЕООД прехвърля чрез сключена на 16 май 2014 г. сделка 52 542 броя акции, в резултат на което общото (само пряко) участие на

„Енерго-Про Варна“ ЕООД в капитала и гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД намалява до 1 187 518 бр.акции и съответно гласове или 90.1 % от капитала и гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД;

- 28 ноември 2014 г. (дата на сетълмент) – „Енерго-Про Варна“ ЕООД прехвърля чрез сключена на 26 ноември 2014 г. сделка 2 000 броя акции, в резултат на което общото (само пряко) участие на „Енерго-Про Варна“ ЕООД в капитала и гласовете в Общото събрание на „Енерго- Про Мрежи“ АД намалява до 1 185 518 бр.акции и съответно гласове или 89.95 % от капитала и гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД

- 28 януари 2015 г. (дата на сетълмент) –„Енерго-Про Варна“ ЕООД придобива 3 106 броя акции в резултат на сключени на 26 януари 2015 x. xxxxxx, в резултат на което общото (само пряко) участие на „Енерго-Про Варна“ ЕООД в капитала и гласовете в Общото събрание на

„Енерго-Про Мрежи“ АД достига 1 188 624 бр.акции и съответно гласове или 90.18 % от капитала и гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД

4.3. Основание за Търговото предложение

С придобивната сделка от 26 януари 2015 г. със сетълмент на 28 януари 2015 г. делът на Предложителя в капитала и правата на глас в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи“ АД превишава прага от 90% от капитала и от гласовете в Общото събрание на „Енерго-Про Мрежи” АД, поради което на основание чл.149а, ал.1 от ЗППЦК за Предложителя възниква право да регистрира търгово предложение за закупуване на акциите на останалите акционери в „Енерго-Про Мрежи“ АД, като на това основание Предложителят отправя настоящото Търгово предложение.

Предложителят не е отправял предишно търгово предложение.

4.4. Акции, обект на Търговото предложение

Акции, обект на Търговото предложение (акции, които Предложителят не притежава и които иска да придобие): 129 376 броя обикновени, поименни, безналични акции с право на глас, издадени от

„Енерго-Про Мрежи“ АД, с номинална стойност 1 (един) лев всяка, ISIN код: BG1100026118.

5. Предлагана цена на акция

Предложителят предлага на останалите притежатели на обикновени акции цена от 164.42 лв (сто шестдесет и четири лева и четиридесет и две стотинки) за всяка една от притежаваните от тях акции на “Енерго-Про Мрежи“ АД.

6. Обосновка на предлаганата цена на акция

6.1. Резюме

В съответствие с чл. 150, ал. 7 от ЗППЦК и чл. 24, ал. 1 т. 5 от Наредба №13 предлаганата цена от 164.42 лв (сто шестдесет и четири лева и четиридесет и две стотинки) на една акция в

„Енерго-Про Мрежи” АД не е по-ниска от най-високата между:

	Лв.
Цена на предлагането	164.420
Справедлива цена на база общоприети оценъчни методи	164.418
Среднопретеглена пазарна цена за последни 3 месеца преди датата на регистрация на търговото предложение (27.10.2014 г. – 27.01.2015 г.)	147.682
Най-висока цена, платена от Предложителя през последните 6 месеца преди датата на регистрация на търговото предложение	154.000

6.1.1. Справедлива цена на акция, определена въз основа на общоприети оценъчни методи

Акциите на “Енерго-Про Мрежи” АД не се търгуват активно по смисъла на Наредба 41 за изискванията към съдържанието на обосновката на цената на акциите на публично дружество, включително към прилагането на оценъчни методи, в случаите на преобразуване, договор за съвместно предприятие и търгово предлагане (Наредба №41). В такива случаи справедливата цена на акциите се изчислява чрез общоприети оценъчни методи.

Оценката за справедливата стойност на акциите на Дружеството е формирана при използване на следните методи: (i) метод на дисконтираните парични потоци към дружеството- тегло 55% (ДППД);

(ii) метод на пазарните множители на дружества-аналози - тегло 15% (ПМДА); (iii) метод на нетната стойност на активите на дружеството - тегло 30% (НСА).

Оценката е разработена на база три сценария за развитието: базов, оптимистичен и песимистичен, със съответстващите им оценки според ДППД. Последните финансови отчети, върху които се базира ДППД, са към 30.09.2014 г. като са направени прогнози за периода 2014 г. – 2019 г. (където е необходимо до 2020 г., вж по-долу). Оценката на база метода на ПМДА почива на база текущи пазарни множители, изчислени с пазарни цени към 26.01.2015 г., и базисни финансови показатели за последните 12 месеца, приключващи на 30.09.2014 г. или, съответно, към 30.09.2014 г. Оценката според НСА е изготвена на база официалните отчети на предприятието към 30.09.2014 г.

Резултатите от прилагането на посочените методи могат да се обобщят в следната таблица.

Оценката на акциите по метода на ликвидационната стойност дава цена (137.81 лв на акция), която е по - ниска от справедливата цена, определена въз основа на горните методи и по тази причина ликвидационната стойност не се взима предвид, но за съпоставимост е включена в таблицата.

	Енерго-Про Мрежи АД
	Цена на акция, лв
	Метод	ДППФ	Сравнение с компании- аналози	Нетни активи на акция	Ликвидационна стойност на акция
Сценарии	Оптимистичен	190.881
	Песимистичен	26.601
	Базов	99.575	196.025	262.116	137.813

	Тегла на методите	0.55	0.15	0.30	0.00

	Тегла на сценариите
	Оптимистичен	0.16
	Песимистичен	0.16
	Базов	0.68

	Оценка според метода	102.508	196.025	262.116	137.813

	Оценка на справедливата стойност на акцията	164.418

Предлаганата цена на акциите не може да бъде по-ниска от средната претеглена пазарна цена на акциите за последните 3 месеца преди регистрацията на търговото предложение, от най-високата заплатена от търговия предложител за последните 6 месеца спрямо датата на регистрация от

търговото предложение (търговият предложител не е придобивал акции чрез свързани лица или непряко в случаите по чл. 149, ал. 2 ЗППЦК), както и от справедливата цена според общоприети оценъчни методи.

Данните за цените на акциите на дружеството (пазарни и резултат от оценъчните методи) са представени с точност до третия знак след десетичната запетая, по общоприетото аритметично правило. Финансовите данни са представени в хиляди лева, ако не е посочено друго и са закръглени до най-близките 1000 лв по общоприетото аритметично правило.

Обосновка на използваните тегла при калкулирането на оценката на справедливата стойност на акциите на дружеството според общоприети оценъчни методи

Методите за оценка на едно дружество могат да се разделят на две основни категории. Първата разглежда дружеството като действащо предприятие. Тези методи в най-пълна степен отчитат спецификите и резултатите от дейността на едно дружество, както и очакванията за неговото бъдеще, както и за отрасъла, в който то оперира, макроикономическата и регулаторната рамка и др. Именно тези фактори са от най-голямо значение за инвеститорите при взимане на инвестиционни решения и това прави тези оценъчни методи най-често прилагани, когато предприятието в действителност оперира. Такъв е методът на дисконтираните парични потоци, както и методът на сравнение с дружества-аналози.

Другата категория методи базират оценката на дружеството върху текущото състояние на неговите активи и задължения като оценяват нетната стойност на активите му или възстановимата стойност на нетните му активи (примерно методът на оценка според ликвидационна стойност). Тези методи не отчитат перспективите пред дружеството и поради това са по-подходящи за неопериращо предприятие или предприятие пред ликвидация.

Според нас най-удачният метод за оценка на дружеството е методът на дисконтираните парични потоци. Той отчита както текущото финансово състояние и състояние на бизнеса, така и още по- важно, очакванията за бъдещето му. Освен това, този метод позволява да се отчетат спецификите на дейността и финансовото състояние на конкретнoто дружество, а не да се ползват на пример осреднени показатели за сектора или аналогични дружества. Не само, че този метод е най-използван в практиката, но в случая той е особено приложим, понеже не съществуват много близки компании- аналози, търгувани на регулиран пазар. Освен това, поради факта, че активите на дружеството са свързани с конкретна лицензионна дейност, осъществявана на конкретна територия, тяхната реализируема стойност е тясно свързана с постиганите финансови резултати от тази дейност, а най- подходящият оценъчен метод, който отчита очакваните резултати от дейността, е именно методът на дисконтираните парични потоци.

конкретни за даденото дружество, без върху този процес да оказват влияние фактори като моментна конюнктура на фондовия пазар или отчитане на неспецифични за дружеството особености, които са присъщи за негови дружества -аналози, например. В същото време методът отчита и очакванията за бъдещото състояние на нетните му активи, от което зависи цената, която инвеститорите са готови да заплатят за тях в момента. Методът позволява да се отчете експлицитно и нивото на риск на дружеството, нивото на риск на паричните му потоци в зависимост от очакваните промени в дружеството и отдалечеността на потоците във времето, което не е присъщо на другите методи на оценка.

Прогнозите за финансовите резултати, на дружеството, инвестициите и ефекта от тези инвестиции са направени като резултат от задълбочен анализ на дейността на дружеството и пазара, на който то оперира, на регулаторната рамка на този пазар, формулирани са различни сценарии за развитието както на вътрешните, така и на външните за дружеството фактори, което ни дава увереност, че посредством прилагането на метода сме обхванали във висока степен възможностите за развитие на дружеството и сме оценили достоверно справедливата му стойност според метода при по- благоприятнo и по-неблагоприятно развитие на тези групи фактори.

От всичко, казано до тук можем да заключим, че най-подходящият метод за оценка на дружеството- обект на търгово предлагане е методът на дисконтираните парични потоци и съответно той трябва да има най-високо тегло при оценката на справедливата стойност на дружеството. Практиката показва, че на този метод обикновено се дава тегло между 50% и 70%. Ние му даваме тегло от 55%, като прилагаме и още един пазарен метод – метод на сравнение с дружества-аналози.

Следващият метод е сравнение с компании-аналози. Силните страни на този метод са, че от една страна се отчита текущото състояние на дружеството, но отново се отчитат и преобладаващите очаквания на инвеститорите за бъдещото развитие, понеже по принцип те са склонни да заплатят по- високи пазарни множители при положителни очаквания за бизнеса и обратно – по-ниски при по- песимистични очаквания. Недостатъците на този метод в случая с „Енерго-Про Мрежи“ АД са два. Първо, няма достатъчно близки компании-аналози - единственият борсовотъргуван български аналог е „ЧЕЗ Разпределение България“ АД. Освен това, търговията с акции на това дружество е нисколиквидна (въпреки че една трета от акциите се притежават от миноритарни акционери). . За периода 26.10.2014 г – 26.01.2015 г. на борсата са изтъргувани по-малко от 0.01% от акциите на „ЧЕЗ Разпределение България АД” и следователно не може да се каже, че те се търгуват активно. Това не дава достатъчно сигурност в обективността на формираните на база пазарната цена пазарни множители. Всичко това силно ограничава възможността методът да бъде приложен с високо тегло. За да адресираме недостатъка, свързан с ниската ликвидност на акциите на дружеството-аналог, сме включили в оценката според този метод и SC Electrica SA, Румъния. Това дружество може да се приеме за аналог на оценяваното дружество, тъй като Румъния и България се намират на сходно равнище на икономическо развитие, членки са на ЕС от един и същи момент, което предполага тенденция към сходство в законадателствата. В същото време Румънският фондов пазар е по- ликвиден от Българския, което ни позволява да балансираме евентуалния изкривяващ ефект, който по-ниската ликвидност на българската фондова борса би могла да има при формиране на оценката. Въпреки че румънското дружество инкорпорира в себе си и функцията на краен снабдител, по- голямата част от резултатите му се формират от дейността разпределение на електроенергия, което ни дава основание да го използваме като аналог, подхождайки към метода на сравнение с компании- аналози предпазливо (виж по-долу за детайлно представяне на SC Electrica SA). Според нас не е целесъобразно да се ползват компании-аналози от икономики и юрисдикции в голяма степен отдалечени от българската (глобални средни пазарни множители на дружества-аналози или такива за развити страни, възникващи пазари и пр.) поради големите различия в пазарната и регулаторната

среда, а регулациите са особено важни за сектора, в който оперира оценяваното дружество. От друга страна, акциите на дружеството-обект на търгово предлагане се търгуват на същия пазар, както и

„ЧЕЗ Разпределение България„АД, следователно „санкциите”, които инвеститорите налагат в своите оценки за недостатъчна ликвидност, биха се приложили, както към дружеството-аналог, така и върху дружеството-обект на търгово предлагане.

От казаното до тук можем да заключим, че методът на сравнение с дружества аналози крие рискове относно обективността на оценката, получена чрез него. В същото време в оценката е използвано най-близкото българско дружество-аналог, търгувано на регулиран пазар, а включването и на румънско дружество-аналог ни позволява да адресираме проблема с ниската ликвидност на българския фондов пазар. Мeтодът дава възможност да се използва добър коректив на оценката на база общите очаквания на пазарните учатници за развитието на сектора и дружеството. Поради тези причини вярваме, че методът следва да бъде приложен, но със значително по-ниско тегло от метода на дисконтираните парични потоци. Използваме 15%.

Следващият метод, който може да бъде приложен, е нетната стойност на активите. Положителните страни на метода са в това, че се базира на официални счетоводни отчети към даден момент, но в това се състои и най-големият му недостатък – този метод отчита текущото финансово състояние на дружеството без да отчита перспективите пред него, както и ползите, които дружеството генерира за своите акционери, а това всъщност са водещите фактори, определящи инвестиционното решение при действащи предприятия.Това е статичен метод, според който оценката на справедливата стойност на дружеството се базира на счетоводната стойност на собствения капитал. Методът по никакъв начин не отчита очакванията за бъдещото развитие на дружеството, пазарната и регулаторната среда. При нефинансовите предприятия активите най-често не са отразени в счетоводния баланс по пазарна (или реализируема) стойност, което отдалечава балансовата стойност на собствения капитал от справедливата такава. В конкретния случай, активите на дружеството-обект на търгово предлагане са свързани с конкретна лицензионна дейност, осъществявана на конкретна територия и приложимостта на тези активи извън тази дейност и територия би била силно ограничена, а тяхната реализируема стойност би била силно зависима от финансовите резултати от упражняваната дейност. Очакванията за бъдещето обаче са основният критерий, според който инвеститорите взимат решения за вложенията си, а от калкулациите по метода на Дисконтираните парични потоци се вижда, че оценено на база очакваните бъдещи потоци, дружеството-обект на търгово предлагане има по-ниска стойност - има съществена разлика между „моментната снимка” на стойността на дружеството (като се отчитат и всички по-големи или по-малки разминавания между балансовата стойност на активите и тяхната реализируема/възстановима стойност) и очакванията за бъдещите ползи за инвеститорите в акциите на дружеството. Според финансовата теория, когато дружеството генерира възвръщаемост на собствения капитал по-ниска от очакваната (равна на цената на собствения капитал за дружеството), какъвто е случаят с оценяваното дружество, справедливата стойност на нетните му активи е по-ниска от балансовата. Всичко това методът на нетната стойност на активите не отчита.

Трябва да отбележим, че поради специфичната си дейност не е възможно дружеството да бъде ликвидирано и следователно акционерите му да получат дял от активите след погасяване на задълженията, което прави нетната стойност на активите в случая по-скоро коректив, отколкото надежден самостоятелен метод на оценка.

Поради тези причини, като отчетем положителните страни на метода и недостатъците му, считаме, че методът следва да се приложи, но с тегло, по-ниско от това на метода на дисконтираните парични потоци – прилагаме тегло 30 %.

В обобщение, водеща роля за оценката трябва да има методът на дисконтираните парични потоци. Методът на нетна стойност на активите е подходящ и трябва да се приложи, но без да му се дава приоритет поради факта, че дава моментна оценка на дружеството (в допълнение, цената по ликвидационна оценка е значително по-ниска от балансовата стойност). Следващият подходящ метод, сравнение с компании-аналози, е с намалена обективност поради ниската ликвидност на борсата и недостатъчния брой дружества-аналози (на проблема с ликвидността се противодейства като се включва в анализа и румънско дружество-аналог). За това прилагаме 55% тегло на метода на дисконтираните парични потоци, 15% на сравнението с компании-аналози и 30% на нетната стойност на активите.

6.1.2.Среднопретеглена цена през последните 3 месеца преди датата на обосновка на предлаганата цена

Съгласно приложеното удостоверение от БФБ, акциите на „Енерго-Про Мрежи“ АД се търгуват на сегмент акции Standart на „Българска фондова борса – София“ АД. За тримесечния период от 26.10.2014 г. до 26.01.2015 г. включително са сключени общо 48 сделки при изтъргувани 6 720 броя акции, на средна цена 147.310 лв. Общата сума на сключените сделки е 989 903.11 лева.

В посочения тримесечен период, най-ниската цена за сключена сделка с акции на „Енерго-Про Мрежи“ АД е 138.521 лева за акция, най-високата цена е 154.000 лева.

Към последния ден от посочените 3 месеца, предхождащи датата на обосновката, в който са били сключвани сделки с акции на „Енерго-Про Мрежи“ АД, цената на затваряне е 154.000 лева за акция.

6.1.3.Най-висока цена за акция на „Енерго-Про Мрежи“ АД, заплатена от Предложителя през последните 6 месеца преди датата на регистрация на търговото предложение

Най-високата цена за една акция на „Енерго-Про Мрежи“ АД, заплатена от Предложителя през последните 6 месеца преди датата на регистрация на търговото предложение е 154 лева.

Предложителят не е придобивал акции, издадени от „Енерго-Про Мрежи“ АД, чрез свързани лица или лица по чл. 149, ал. 2 ЗППЦК.

6.1.4. Други

Комисията за финансов надзор не е одобрила, нито е отказала одобрение на справедливата цена на акциите. Комисията за финансов надзор не носи отговорност за верността и пълнотата на съдържащите се в обосновката данни.

Обосновката на предлаганата цена е с дата: 27 януари 2015 и има срок на валидност 6 (шест) месеца.

6.2. Обосновка в детайли

6.2.1. Основна информация относно „Енерго-Про Мрежи“АД

В края на месец юни 2012 г. ЕНЕРГО-ПРО закупи от немската компания „Е.ОН Енержи“ АГ холдинговото дружество „Е.ОН България“ ЕАД в България и по този начин придоби индиректно дружества, притежаващи лицензии за следните дейности в енергетиката:

- разпределение на електрическа енергия („Енерго-Про Мрежи“АД);

- снабдяване с електрическа енергия от краен снабдител („Енерго-Про Продажби“ АД);

- търговия с електрическа енергия и координатор на стандартна балансираща група („Енерго-Про Енергийни Услуги“ ЕООД).

С решение № Л- 410 от 01.07.2013 г. ДКЕВР издава на „Енерго-Про Продажби“ АД лицензия за осъществяване на дейността „доставка на електроенергия от доставчик от последна инстанция“ за срок от 26 години, а с решение № И1 - Л- 410-17/29.11.2013 г. на ДКЕВР, лицензията е изменена и допълнена с правата и задълженията на „координатор на специална балансираща група“.

Лицензията на „Енерго-Про Продажби“ АД за дейността по „обществено снабдяване с електроенергия“ също е допълнена с правата и задълженията на „координатор на специална балансираща група“.

Лицензионната територия на „Енерго-Про Мрежи“ АД и „Енерго-Про Продажби“ АД е с размер от близо 30 000 кв. км и покрива 9 административни области в Североизточна България - Варна, Велико Търново, Габрово, Добрич, Разград, Русе, Силистра, Търговище и Шумен. За доброто обслужване на клиентите на „Енерго-Про Мрежи“ АД и „Енерго-Про Продажби“ АД са обособени 11 центъра за обслужване на клиенти, разположени в 11 града в Североизточна България и денонощен телефонен център 0700 161 61.

„Енерго-Про Енергийни Услуги“ ЕООД продава електрическа енергия по свободно договорени цени и е един от водещите търговци на либерализирания пазар. Компанията е с дългогодишен опит и е сред първите търговци, регистрирани на българския електроенергиен пазар. В началото на юли 2012 г. лицензията на дружеството за търговия с електрическа енергия е допълнена с правата и задълженията за дейността "координатор на стандартна балансираща група".

Предметът на дейност на „Енерго-Про Мрежи“ АД, вписан в Търговския регистър към Агенция по вписванията, е: експлоатация и управление на електроразпределителната мрежа на дружеството (ЕРМ), представляваща съвкупност от електропроводни линии и електрически уредби със средно, ниско и високо напрежение, чрез която дружеството извършва пренос и разпределение на електрическа енергия на обособена територия, при наличие и поддържане на валидна лицензия за разпределение на електрическа енергия на определена територия; на територията, обхваната от ЕРМ, дружеството осигурява: разпределение и пренос на електрическа енергия чрез ЕРМ, като дружеството сключва и изпълнява договори за пренос на електрическа енергия и за ползването на ЕРМ съгласно действащото законодателство; оперативно управление на ЕРМ; поддържане на ЕРМ, обектите и съоръженията в съответствие с техническите изисквания: развитие на ЕРМ в съответствие с перспективите за икономическо развитие и прогнозите за изменение на потреблението на електрическа енергия в региона; поддържане и развитие на спомагателни мрежи; надеждното функциониране на ЕРМ и непрекъснатост на разпределението на електрическа енергия; присъединяването към ЕРМ на производители и на потребители на електрическа енергия; предоставянето на други услуги (включително на системните услуги), свързани с разпределението и преноса на електрическа енергия.

„Енерго-Про Мрежи“ АД осъществява лицензионна дейност по разпределение на електрическа енергия и изпълнява функциите на оператор на електроразпределителна мрежа по смисъла на ЗЕ.

Кратка финансова информация

Като източници за финансова информация на дружеството са използвани официалните му финансови отчети към 31.12.2010 г., 31.12.2011 г., 31.12.2012 г., 31.12.2013 г., 30.09.2013 г.,

30.06.2014 г. и 30.09.2014 г.

Отчет за дохода	2010	2011	2012	2013	09-13	00-00	00-00
Хил. лв

„Енерго-Про Мрежи“ АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т

Продажби	229,109	295,388	398,533	373,737	295,801	128,527	173,245
Такси за разпределение	217,628	277,976	382,960	360,401	285,874	121,881	163,507
Услуги (свързване на нови абонати)	5,345	6,651	7,733	8,453	6,298	4,383	6,605
Други приходи	6,136	10,761	7,841	4,883	3,629	2,263	3,133
Разходи	187,907	242,561	340,002	313,134	248,774	97,949	128,048
Покупка на енергия (технологични разходи)	92,056	100,729	94,962	91,242	62,547	43,916	50,510
Технологични загуби				91,242		43,916
Такси за мрежа високо напрежение	18,411	74,809	143,290	128,307	122,414	20,153	30,719
Административни разходи (без провизии)	70,608	67,466	81,002	71,824	42,031	32,672	48,992
Други разходи, нето (провизии)	6,832	-443	20,748	21,760	21,782	1,208	-2,173

Брутен марж (енергия)	107,161	102,438	144,708	140,851	100,913	57,812	82,278

Брутен марж, %	49%	37%	38%	39%	35%	47%	50%

Печалба преди лихви, данъци и амортизации (EBITDA)	41,202	52,827	58,531	60,603	47,027	30,578	45,197

EBITDA марж, %	18%	18%	15%	16%	16%	24%	26%

Амортизации	39,885	42,315	44,867	50,810	37,912	24,182	41,371

Печалба преди лихви и данъци (EBIT)	1,317	10,512	13,664	9,793	9,115	6,396	3,826

EBIT марж, %	1%	4%	3%	3%	3%	5%	2%

Финансови приходи/разходи, нето	-1,505	-862	-720	1858	1,606	1000	2069
Приходи от лихви	11	000	00	0000	1,869	863
Други финансови приходи				233	233	352
Разходи за лихви	-230	-708	-482	-383	-383	0
Разходи за лихви по провизии	-1,252	-978	-279	-223	-78	-186
Други финансови разходи	-34	-32	-27	-60	-35	-29

Данъци	-5	835	1,295	1,043	0	0	0

Нетна печалба	-183	8,815	11,649	10,609	10,721	7,396	5,895

Други всеобхватни доходи (нето)	-719	991	-323	-931	0	0	0

Общ всеобхватен доход	-902	9,806	11,326	9,678	10,721	7,396	5,895

Отчет за финансовото състояние	2010	2011	2012	2013	09-13	00-00	00-00
Хил. лв

„Енерго-Про Мрежи“ АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т

Дълготрайни материални и нематериални активи	387,918	410,673	431,610	401,066	409,970	379,940	364,195
Финансови активи						46,159	46,159
Общо дълготрайни активи	387,918	410,673	431,610	401,066	409,970	426,099	410,354

Материални запаси	6,464	6,934	3,718	6,467	6,648	6,214	5,098
Вземания от свързани лица	51,416	50,622	51,219	63,517	33,780	24,182	15,529
Xxxxxxxxx и други вземания	6,686	4,812	7,192	5,406	4,223	26,105	25,151
Данъчни вземания	4,444	785	0	382	867	180	270
Пари и парични еквиваленти	1,098	117	3,402	48,175	40,352	16,477	34,506
Държани за продажба		701
Общо краткосрочни активи	70,108	63,971	65,531	123,947	85,870	73,158	80,554

Общо активи	458,026	474,644	497,141	525,013	495,840	499,257	490,908

Основен капитал	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318
Резерви	70,015	70,015	70,015	68,890	70,015	68,890	68,890
Финансов резултат (с натрупване)	237,431	247,237	258,563	269,366	269,284	276,762	275,261
Собствен капитал	308,764	318,570	329,896	339,574	340,617	346,970	345,469

Отсрочени данъци	3,571	4,006	3,367	2,375	3,367	2,375	2,375
Провизии по задължения за пенсиониране	1,821	1,164	1,564	2,668	1,785	2,628	2,605
Провизии за задължения към персонала	161	218	188	190	188	168	146
Други провизии	20,267	19,230	19,059	17,356	17,971	17,352	17,091
Финансирания	278	171	326	320	316	314	311
Приходи за бъдещи периоди	54,200	58,540	60,305	56,560	58,123	54,236	52,800
Дългосрочни задължения	80,298	83,329	84,809	79,469	81,750	77,073	75,328

Търговски задължения	42,615	47,025	49,020	49,827	19,882	17,104	15,872
Заеми от свързани лица	16,917	15,719		0	0	0	0
Данъчни задължения	0	0	1,337	0	0	0	0
Провизии по задължения за пенсиониране	308	134	270	204	270	204	204
Провизии за задължения към персонала	000	000	000	380	618	1,048	534
Други провизии	2,504	2,485	23,588	47,094	44,952	48,393	45,036
Финансирания	280	194	19	12	19	12	12
Приходи за бъдещи периоди	5,345	6,651	7,732	8,453	7,732	8,453	8,453
Краткосрочни задължения	68,964	72,745	82,436	105,970	73,473	75,214	70,111

Общо задължения и собствен капитал	458,026	474,644	497,141	525,013	495,840	499,257	490,908

	2011	2012	2013	9/2014 (12м)
Коефициенти за рентабилност, %
ROA	2.43	2.47	2.00	1.01
ROE	3.13	3.49	2.89	1.41
EBITDA марж	17.88	14.69	16.22	23.40
EBIT марж	3.56	3.43	2.62	1.79

Марж на нетната печалба	2.98	2.92	2.84	2.30
Оперативен ПП / Средно Задължения	0.43	0.46	0.38	0.44

Коефициенти за активи и ликвидност
Текуща ликвидност	1.02	0.88	0.79	1.15
Бърза ликвидност	0.92	0.78	0.75	1.08
Незабавна ликвидност	0.02	0.00	0.04	0.49
Обръщаемост на активите	0.63	0.82	0.73	0.51
Обръщаемост на вземанията	4.97	6.95	5.85	6.29

Коефициенти на една акция, лв
Собствен капитал	241.71	250.30	257.64	262.12
Печалба (общ всеобхватен доход)	7.44	8.59	7.34	4.47
Продажби	224.12	302.38	283.56	131.45

Дивиденти
Покритие на дивидент	0.00	0.00	0.00
Коефициент на изплащане на дивидент	0.00	0.00	0.00
Коефициент на реинвестираната печалба	1.00	1.00	1.00

Коефициенти на развитие
Темп на нарастване на активите (за междинните периоди нарастването е към края на предходната година)	3.63	4.74	5.61	-6.50
Темп на нарастване на нетната печалба на акция (общ всеобхватен доход, за съотв. период на предходната година, при стойностите за последните 12 м. към края на септ. 2014 г. нарастванията са спрямо 2013 г.)	n.a.	15.50	-14.56	-49.87
Темп на нарастване на продажбите (за съотв. период на предходната година, при стойностите за последните 12 м. към края на септ. 2014 г. нарастванията са спрямо 2013 г.)	28.93	34.92	-6.22	-32.79

Коефициенти на ливъридж
Общо активи/ собствен капитал	1.49	1.51	1.55	1.42
Дългосрочни задължения/ собствен капитал	0.26	0.26	0.23	0.22
Заемен капитал/ собствен капитал	0.05	0.00	0.00	0.00

Пазарни коефициенти*
Брой акции на дружеството				1,318,000
Пазарна цена, лв (цена на затваряне за 26.01.2015 г.)*				154.00
P/E				41.84
P/B				0.59
P/S				0.81

*Източник: xxx.xxx-xxxxx.xx, 26.01.2015 г.

Методологични бележки и източници на информация по отношение на финансовите коефициенти

Като източници за финансова информация на дружеството са използвани официалните му финансови отчети към 31.12.2011 г., 31.12.2012 г., 31.12.2013 г., 30.09.2013 г., 30.06.2014 г. и

30.09.2014 г.,

	Бележки
Коефициенти за рентабилност
ROA (на база общ всеобх. доход)	(Общ всеобхватен доход за периода + разходи за лихви) / Средно активи за периода
ROE (на база общ всеобх. доход)	Общ всеобхватен доход за периода / Средно собствен капитал за периода

EBITDA марж	Печалба преди лихви, данъци и амортизации / Продажби
EBIT марж	Печалба преди лихви и данъци / Продажби
Марж на нетната печалба	Нетна печалба / Продажби

Коефициенти за активи ликвидност
Текуща ликвидност	Текущи активи / Текущи задължения
Бърза ликвидност	(Текущи активи - материални запаси) / Текущи задължения
Незабавна ликвидност	Xxxx и парични еквиваленти / Текущи задължения
Обръщаемост на активите	Продажби / Средно активи за периода
Обръщаемост на вземанията	Продажби / Средно вземания за периода

Коефициенти на една акция, лв
Собствен капитал	Собствен капитал / Брой акции (текущ)
Печалба	Печалба / Брой акции (текущ)
Продажби	Продажби/Брой акции (текущ)

Дивиденти
Покритие на дивидент	Общ всеобхватен доход за периода / Дивидент за съответния период
Коефициент на изплащане на дивидент	Дивидент за периода / Общ всеобхватен доход за съответния период
Коефициент на реинвестираната печалба	Неразпределена печалба и резерви за периода / Общ всеобхватен доход за съответния период (равен на 1 - коеф. на изплащане на дивидент)

Коефициенти на ливъридж
Общо активи/ собствен капитал
Дългосрочен дълг/ собствен капитал
Заемен капитал/ собствен капитал

Пазарни коефициенти
P/E	Цена на акция към общия всеобхватен доход на акция за последните 12 месеца и цена към 26.01.2015 г. , източник за цената на затваряне е уеб-сайтът на „Българска фондова борса -София“ АД, а за финансовите xxxx на предприятието – официалните финансови отчети на дружеството към 30.09.2014 г., 31.12.2013 г. и 30.09.2013 г.
P/B	Цена на акция към собствен капитал на акция за последните 12 месеца и цена към 26.01.2015 г. източник за цената на затваряне е уеб-сайтът на „Българска фондова борса - София“ АД, а за финансовите xxxx на предприятието – официалните финансови отчети на дружеството към 30.09.2014 г.
P/S	Цена на акция към продажби на акция за последните 12 месеца и цена към 26.01.2015 г. , източник за цената на затваряне е уеб-сайтът на „Българска фондова борса - София“ АД, а за финансовите xxxx на предприятието – официалните финансови отчети на дружеството към 30.09.2014 г., 31.12.2013 г. и 30.09.2013 г.

Извън посочената в това търгово предложение към датата на обосновката не е налице друга финансова информация (данни от финансови отчети и/или финансови съотношения), която се счита за съществена от заявителя или е поискана от Комисията.

При оценка на Търговото предложение, акционерите трябва да са наясно, че историческите финансови показатели на компанията не са гаранция за бъдещите такива, а и че резултатите от междинни периоди не са непременно показателни за годишните такива. Поради промени в регулаторната база и пазарната конюнктура, не е целесъобразно историческата финансова информация да се екстраполира по отношение на бъдещето.

SWOT Анализ (силни страни, слаби страни, възможности и заплахи)

"Енерго-Про Мрежи" АД е единствено дружество с лицензия за разпределение на електрическа енергия и което изпълнява функциите на оператор на електроразпределителна мрежа по смисъла на ЗЕ в административните области в Североизточна България - Варна, Велико Търново, Габрово, Добрич, Разград, Русе, Силистра, Търговище и Шумен.

Силни страни

• Стабилни балансови показатели;

• Естествен монопол в границите на лицензионната си територия;

• Стабилно генериране на парични потоци.

Слаби страни

• Относително ниска текуща рентабилност;

• Свиване на електроенергийния пазар в страната поради икономическата криза;

• Силна зависимост от решенията на регулаторните органи;

• В настоящия момент нивото на признати от регулаторните органи технологични разходи е по- ниско от реално понасяните такива.

Възможности

• Инвестиции в инфраструктура с цел понижаване на реалното ниво на понасяните технологични разходи;

• Повишаване на потреблението на електроенергия в следствие от засилване на икономическия растеж;

• Контрол над административните разходи

• Повишаване качеството на предлаганите услуги.

Заплахи

• Недостатъчно висок ръст на потреблението на електроенергия в бъдеще;

• Неблагоприятни за компанията промени в регулаторната рамка;

• Непълно реализиране на потенциала на правените инвестиции;

• Недостатъчно ефективен контрол на административните разходи.

6.2.2. Информация за пазара на електроенергия в България1

Съгласно последния Годишен доклад за Европейската комисия на ДКЕВР, юли 2014 г., общата инсталирана мощност в страната за 2013 г. е 11 840 MW. Максималната разполагаема производствена мощност към годишния максимум е в размер на 10 132 MW, а върховият товар през януари 2013 г. е 6 672 MW.

1Национален доклад, изготвен от Държавната комисия за енергийно и водно регулиране (ДКЕВР) до Агенцията за сътрудничество на енергийните регулатори и Европейската комисия в съответствие със задълженията за докладване, съгласно чл. 37, ал. 1 б. „д“ от Директива 2009/72/ЕО и чл. 41, ал. 1 б. „д“ от Директива 2009/73/ЕО

- xxxx://xxx.xxxx.xx/XXXXX/XXXXX-Xxx-XXXX-0000.xxx .

Годишното нетно производство на страната през отчетния период – 2013 г. е в размер на 43 650 000 MWh, което е намаление на нетното производство спрямо 2012 г. с 7,5%. Една от причините за това е отчетеният за втора поредна година спад на брутното вътрешно потребление на електрическа енергия в страната за 2013 г., което е с 2,4% по-ниско от потреблението през 2012 г. и с 3,7% по-ниско от това през 2011 г.За първите 8 месеца на 2014 г. нетното производство възлиза на 27 694 000 МWh.

Пазарът – някои количествени индикатори2

Нетно вътрешно потребление (ГВтч)	Месеци
Година	І	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Общо
2001	3,637	3,186	2,872	2,652	2,245	2,087	2,161	2,182	2,129	2,463	3,143	3,937	32,694
2002	3,759	2,849	2,928	2,688	2,141	2,113	2,182	2,142	2,187	2,592	2,888	3,565	32,034
2003	3,514	3,392	3,253	2,733	2,145	2,077	2,238	2,236	2,195	2,629	2,871	3,314	32,597
2004	3,565	3,094	2,904	2,382	2,239	2,162	2,273	2,220	2,198	2,447	2,812	3,227	31,523
2005	3,244	3,075	3,069	2,511	2,302	2,242	2,373	2,357	2,306	2,681	3,028	3,339	32,527
2006	3,623	3,155	3,102	2,479	2,420	2,152	2,433	2,498	2,423	2,686	3,065	3,394	33,430
2007	3,333	2,970	3,218	2,556	2,484	2,474	2,592	2,584	2,453	2,826	3,281	3,638	34,409
2008	3,865	3,348	2,988	2,648	2,484	2,428	2,592	2,620	2,538	2,748	3,050	3,375	34,684
2009	3,686	3,148	3,177	2,472	2,355	2,355	2,537	2,471	2,355	2,674	2,864	3,319	33,413
2010	3,568	3,156	3,123	2,528	2,363	2,325	2,476	2,584	2,304	2,812	2,650	3,323	33,212
2011	3,630	3,268	3,286	2,601	2,380	2,450	2,595	2,577	2,446	2,837	3,246	3,425	34,741
2012	3,725	3,725	3,232	2,536	2,416	2,449	2,683	2,609	2,376	2,472	2,875	3,498	34,596
2013	3,610	3,162	3,241	2,701	2,306	2,358	2,513	2,520	2,395	2,697	2,869	3,502	33,874
2014	3,461	3,007	2,921	2,641	2,487	2,415	2,551	2,539

Гвтч	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Внос	1,093	2,039	1,000	000	000	1,137	3,057	3,097	2,662	1,166	1,450	2,353	3,351	2,905
Износ	8,018	8,334	6,772	6,619	8,381	8,882	7,534	8,441	7,735	9,613	12,110	10,661	9,532	8,577

Енергийна интензивност на икономиката3

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Тона нефтен еквивалент за 1000

евро БВП (2005 = 100)

0.870

0.865

0.838

0.765

0.711

0.659

0.669

0.706

0.671

2 Източник: НСИ

3 Източник: НСИ

Инсталирани мощности – структура

Видно от представената информация, е че делът на ВИ, в общата структура на инсталираните мощности в страната е 41,37%, като делът на енергията произвеждана от ВИ в общото производство в страната достига 16,6 %.

Съгласно последните препоръки за енергийния сектор на Европейската Комисия, в последните години възобновяемите източници са били силно подкрепяни с преференциални цени. Този факт е направил възможен огромния ръст на ВИ в енергийния микс, което е в съответствие с екологичните цели за постигане към 2020 г. Въпреки това, този вид подкрепа води до отклонения от ценовите и пазарни механизми и съответно до нарушаване на конкуренцията в сектора.

Енергиен микс – регулиран пазар

По отношение на разходите, които са включени в цената за електрическа енергия за клиентите на регулирания пазар може да се направи обобщението, че много голяма тежест имат разходите по дългосрочни договори с „ЕЙ И ЕС Марица Изток 1“ЕООД и „Контур Глобал Марица Изток 3“ ЕАД и разходите, за изкупуване на електрическа енергия от ВИ. В графиката по-долу е представена структурата на регулираната цена на Обществения доставчик, като следва да се има предвид, че част от разходите за енергия от ВИ са компенсирани с приходите от продажба на СО2 квоти. Стойността на тази компенсация е 255 млн.евро (въпросът за тази сума се третира и в последните решения за регулирани цени на ДКЕВР от юли и октомври 2014 г.). Към 17 март 2015 г. Европейската Комисия потвърди политиката си на поддържане свободата на държавите- членки да определят енергийния микс самостоятелно.

Текущо състояние – пазар на едро

В съответствие с Директива 2009/72/ЕО и съгласно Закона за енергетиката (ЗЕ), пазарът на електрическа енергия в Република България е либерализиран от 1.07.2007 г., като процесът на либерализация е поетапен и на свободния пазар на електрическа енергия участват клиентите, присъединени към електроенергийната система на Високо (ВН) и Средно напрежение (СрН), като

предстои включването на клиентите на Ниско напрежение (НН) представляващи битови клиенти и малки предприятия.

За 2013 г. е отчетен спад от 25,5% на годишния износ спрямо 2012 г. Намаленият износ на електрическа енергия е в резултат на значителното увеличение от 01.07.2012 г. на т.нар.

„добавки”(„добавка за зелена енергия”, „добавка високоефективно комбинирано производство” и

„добавка невъзстановяеми разходи”) към цената за пренос на електрическа енергия през електропреносната мрежа, заплащани за енергията потребявана на вътрешния пазар, както и за износ. Увеличението на цената за пренос на електрическа енергия през електропреносната мрежа намери негативно отражение върху износа на електрическа енергия за първото полугодие на 2013 г., което бе свързано и с ограничаване на електропроизводствени мощности и трудности при управлението на електроенергийната система. По данни на НСИ, за първите 8 месеца на 2014 е отчетено покачване спрямо същия период на 2013 г. с 62,6% (според данни от НСИ), като принос за това има и промяната в принципите за покриване на разходите за електроенергия от ВИ, допълнителните разходи за енергия от висококомбинирано производство и пр.

Предвид обстоятелството, че „добавките” към цената за пренос на електрическа енергия през електропреносната мрежа отразяват разходи за енергия и с цел възстановяване на баланса в електроенергийната система, бяха предприети промени на законовата и подзаконова нормативна уредба отнасяща се за сектор „Електроенергетика”, като бе постигнато пълно разграничаване на мрежовите услуги от разходите за енергия в резултат, на което няколкократно се намалиха цените за пренос и достъп до електропреносната мрежа. След предприемането на тези мерки от 1 август 2013 г. се отчита значително увеличение на износа на електрическа енергия от страната, като се наблюдава стабилизация на електроенергийната система, най-вече при производителите на електрическа енергия

– работещи с местни суровини и АЕЦ Козлодуй.

Освобождаването на пазара на СрН, бе свързано с подготовката на процедура, която успя да гарантира плавен преход на клиентите от регулирани по свободно договорени цени. За целта комисията издаде съответните лицензии на Доставчик от последна инстанция (ДПИ) – „Национална Електрическа Компания“ ЕАД (НЕК ЕАД) и Крайните снабдители, както и прие Методика, по която се образуват цените на техните клиентите. Първоначалната функция на „ДПИ“ имаше за цел да гарантира поетапното освобождаване на пазара за клиентите на средно напрежение, като в последствие неговата функция се ограничи до снабдяване на относително малък дял от пазарния сегмент, а именно за клиенти които не са избрали друг доставчик или за клиенти, които по една или друга причина временно не могат да се снабдяват с електрическа енергия по свободно договорени цени. Условията, при които работи ДПИ бяха детайлно уредени с приемането на Правилата за търговия с електрическа енергия през м.юли 2013 г. (с последващи изменения).

В резултат на предприетите действия от страна на ДКЕВР за поетапното либерализиране на пазара на електрическа енергия се отчита увеличение на търговията с електроенергия, като най-голяма е динамиката при крайните клиенти на СрН. Устойчива е и тенденцията за увеличение на дружествата, които са получили лиценз от ДКЕВР за търговия с електроенергия

От м. септември 2012 г. ЕСО регистрира координатори на балансиращи групи. Цената на балансиращата енергия се определя по механизъм, регламентиран в Правилата за търговия с електрическа енергия, като ЕСО балансира само сделките, реализирани по свободно договорени цени.

Понастоящем в страната няма организирана борса за електрическа енергия и търговията с електрическа енергия се извършва главно въз основа на двустранни договори между търговските участници и на балансиращ пазар организиран от ЕСО. Поради това на този етап обективна средна цена и марж между цените купува и продава на българския пазар на електрическа енергия не може да бъде определен.

Стартирането на работещ балансиращ пазар, обхващащ всички търговски участници по веригата производство, пренос, разпределение и крайни клиенти е основната и най-важна стъпка за последващо организиране и функциониране на борсовия пазар на електрическа енергия, както и важно условие за изпълнение на ангажиментите на страната ни за пълна либерализация на търговията с електрическа енергия и природен газ. Балансиращия пазар в България започва да функционира в края на първата половина от 2014 г.

Пазарът на едро на електрическа енергия в България, от друга страна се характеризира и с наличието на законови и договорни задължения на Обществения доставчик „НЕК” ЕАД да изкупува електрическа енергия от производители при преференциални условия, изразяващи се в задължение за дългосрочно изкупуване на електрическа енергия (между 12 и 20 години) при цени за изкупуване значително надвишаващи пазарните нива на цените на електрическата енергия. Такива задължения представляват дългосрочните споразумения за изкупуване на електрическа енергия между „НЕК” ЕАД с „Ей и Ес 3С Марица Изток 1” ЕООД и „Контур Глобал Марица Изток 3” АД, както и наложените законови задължения на Обществения доставчик за задължително изкупуване на електрическа енергия от възобновяеми източници и високоефективно комбинирано производство.

Текущо състояние – пазар на дребно

Към сегмента „пазар на дребно“ с електрическа енергия през 2014 г. се включва доставката на електрическа енергия на клиенти на ниско напрежение – дребни стопански и битови клиенти.

Основната част от тези клиенти се снабдяват по регулирани цени, като на този етап една сравнително малка част от стопанските клиенти на ниско напрежение преминаха към доставка на електрическа енергия по свободно договорени цени.

Съгласно ЗЕ крайните снабдители доставят и продават електрическа енергия на „защитените потребители” – битови и небитови крайни клиенти, присъединени към електроразпределителната мрежа на ниво ниско напрежение, в съответната лицензионна територия, когато тези клиенти не се снабдяват от друг доставчик.

Разширяването на пазара на електрическа енергия по свободно договорени цени в сектора на малките стопански клиенти е в съответствие с изискванията на ЗЕ и Директива 2009/72/ЕО.

За осигуряване на потреблението за „малките“ клиенти ДКЕВР определя задължителни квоти за отделните типове производители, съгласно ЗЕ, въз основа на които Обществения доставчик продава електрическа енергия на регулирания пазар. Изкупуваните по регулирани цени количества електрическа енергия от производителите, в рамките на определена от регулатора

„квота” за всеки производител, се определят на основата на принципите за равнопоставеност и прозрачност съгласно методика, приета от регулатора.

Регулираната цена за „защитените потребители” в страната се образува като микс от цените на производителите на електрическа енергия от различни първични енергоизточници (ядрено гориво, въглища, водна енергия, ВИ). Останалата част от електропроизводството си производителите, предимно кондензационните централи продават енергията си на либерализирания пазар като равностойни участници. Електрическата енергия, произвеждана от възобновяеми енергийни източници се изкупува от Обществения доставчик по силата на различни по продължителност дългосрочни договори и по преференциални цени, част от които са значително по-високи от пазарните нива. Стимулирането на производството на енергията от възобновяеми източници през последните няколко години, допринесе до отделни диспропорции

в структурата на инсталираните мощности, което от своя страна доведе до трудности в управлението на електроенергийната система както в технически, така и в икономически аспекти.

В изпълнение на ЗЕ и действащата от 05.04.2013 г. Наредба №1 от 18.03.2013 г. за регулиране на цените на електрическата енергия, за защитените потребители с решение на регулатора се утвърждават следните цени:

- за достъп и/или за пренос през електропреносната и електроразпределителните мрежи;

- по които крайните снабдители продават електрическа енергия на битови и небитови крайни клиенти за обекти, присъединени към електроразпределителна мрежа, на ниво ниско напрежение.

Регулираните от ДКЕВР цени за достъп и пренос на електроразпределителните дружества, съгласно Наредба №1 от 18.03.2013 г. за регулиране на цените на електрическата енергия, се определят въз основа на признатите от регулатора необходими приходи за поддръжка и експлоатация на съответната електроразпределителна мрежа.

Основните групи потребители, присъединени към електроразпределителните мрежи през 2014 г. са, както следва:

- небитови клиенти присъединени на средно напрежение;

- битови и небитови клиенти присъединени на ниско напрежение;

Възобновяеми енергийни източници

Общият брой присъединени централи за производство на енергия от възобновяеми източници през 2013 г. е 121 с обща инсталирана мощност около 52,21 MWр. Общата инсталирана мощност на вятърна енергия в страната през 2013 г. възлиза на 682,4 MW при годишно производство около 1 372 000 МWh. През 2013 г. инсталираната мощност на фотоволтаици (PV) възлиза на около 1 019,77 MW при производство 1 349 000 МWh. През 2013 г. инсталираната мощност на електрически централи работещи с биомаса възлиза на около 37,62 MW при производство 49 800 МWh.

ВИ4

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Дял на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници, %

9.5

9.8

9.9

10.7

12.1

13.7

13.9

Дял на възобновяемата енергия в

брутното крайно потребление на енергия, %

9.6

9.5

9.7

9.4

10.7

12.4

14.4

14.6

16.3

В десетгодишния план за развитие на ЕЕС на страната за периода 2010-2020 г. е посочено, че се очаква чувствително увеличение на инсталираните мощности от ВИ и дела на електрическа енергия, произвеждана от възобновяеми източници, предимно вятърни централи и фотоволтаични централи. Посочените стойности на планираните мощности за този тип централи към края на 2020 г. възлизат общо 2 070 MW, от които вятърните централи са 1 400 MW, а фотоволтаичните централи са 300 MW За сравнение към 2013 г. е прогнозирано изграждането на 100 MW фотоволтаични централи и 200 MW вятърни централи. Фактическото състояние на електроенергийната система е коренно различно

4Източник: НСИ

по отношение на присъединените мощности от възобновяеми източници.Xxxxxx е многократно увеличение на вятърните централи - над 3 пъти, а при фотоволтаичните централи - над 10 пъти. Това обстоятелство създаде известни затруднения в управлението на ЕЕС, свързани с ограничаване работата и на базови централи, което рефлектира и върху техническото състояние на съоръженията. Освен експанзивното развитие на ВИ – сектора негативно влияние върху управлението на ЕЕС оказва и общо намаленото потребление на електрическа енергия в страната. Същевременно ефективното управление на ЕЕС в условията на интензивно развитие на възобновяемата енергия, зависи от адекватната оценка на фактическата ситуация, свързана със значително отклонение в структурата на работещите мощности и „Националния план за развитие в периода 2010-2020 г.“ Работната мощност на вятърните и фотоволтаичните централи е в пряка зависимост от интензивността на вятъра и слънчевата радиация. Измененията в работната мощност на тези централи се компенсира чрез конвенционалните електрически централи, предимно чрез натоварването на ВЕЦ.

Значителният ръст на новоприсъединени централи произвеждащи електрическа енергия от възобновяеми енергийни източници внезапни предизвика значителни и промени в баланса производство-потребление в ЕЕС, като за неговото осигуряване се наложи многократното ограничаване, включване и изключване на базови мощности, което от своя страна оказва влияние върху ефективността на съответните централи и до влошаване на техническите характеристики на основни съоръжения.

В съществуващия 10 – годишен план за развитие на електроенергийната система на Р България е отбелязано, че при съществуващите и планирани производствени мощности, за да се гарантира сигурността и управлението на електроенергийните доставки, в съответствие със стандартите на ENTSO-E е необходимо до края на 2020 г. производствените мощности от ВтЕЦ да не надвишават 1 800 MW, а тези от ФтЕЦ – 600 MW. В същото време, както бе отбелязано по-горе към настоящия момент инсталираните мощности на ВтЕЦ и ФтЕЦ значително надвишават препоръчителните за гарантиране сигурността на електроенергийната система, без да се осигури необходимата инфраструктура и достатъчно балансиращи мощности за осигуряване на нарастващия темп на присъединяване на нови централи произвеждащи електрическа енергия от ВИ. Също така следва да се подчертае и факта, че съществуващите централи произвеждащи електрическа енергия от ВИ не могат да предоставят допълнителни услуги на системния оператор свързани с първично, вторично и третично регулиране на напрежението.

Дългосрочни договори

Структурата на производството и пазара на едро на електрическа енергия се характеризира с изключителна концентрация на задължително изкупувана енергия по различни видове дългосрочни договори – от една страна с американските централи „ЕЙ И ЕС Марица Изток 1“ ЕООД и „Контур Глобал Марица Изток 3“ ЕАД и от друга страна – дългосрочни договори с ВИ производители. Съществуването на тези договорни задължения на НЕК ЕАД за изкупуване на енергията по непазарни цени води до невъзможност за нейната реализация.

Основна причина за тежките финансови задължения, които НЕК ЕАД и крайните снабдители понасят в следствие на сключените дългосрочни договори се корени в договорените изкупни цени и количества за разполагаема мощност и енергия, които не са базирани на пазарни условия и не са съобразени с нивото и структура на потребление на електрическа енергия.

Съгласно подписаните договори НЕК XXX се задължава да изкупува около 90% от разполагаемата мощност на двете централите, независимо от потреблението на електроенергия .

Тъй като одобрените от ДКЕВР квоти за произведено количество електроенергия от двете централи се равнява на около 40% от платената разполагаема мощност по договор, то останалите 50% закупена, но неизползвана разполагаема мощност остават неоползотворени.

Тук е мястото да се отбележи, че очакваното потребление на регулиран пазар през 2014 г. беше около 13 млн. МВч., като електрическата енергия, която подлежи на задължително изкупуване от двете централи представлява над 50% от общото потребление на този сегмент от пазара.

В този смисъл задължително изкупуване на електрическа енергия от определени производители в такъв мащаб и при такива ценови параметри е в пълен разрез с развитието на либерализиран пазар на електроенергия и възпрепятства създаването на механизми за прозрачно и конкурентно предлагане на електрическа енергия, които са необходими условия и за стартирането на електроенергийна борса.

Някои въпроси, свързани с пазарната среда

Заключенията и препоръките на Европейската комисия, от април 2013 г., свързани с българския енергиен сектор сочат, че енергийният сектор в Република България трябва да бъде либерализиран с цел осигуряване на ефективно и конкурентно функциониране на енергийния пазар в страната. В документа се сочи, че при един нормално функциониращ и добре организиран пазар с централен купувач, икономически най-ниско ефективните централи няма да бъдат диспечирани и дори биха били потенциално извадени извън пазара. Налице е диспечиране на икономически и екологично неефективни производства. Сред мерките за справяне с проблемите на българския енергиен пазар, ЕК изрично посочва преразглеждането на дългосрочните договори за изкупуване на електрическа енергия (СИЕ) в краткосрочен план (3-9 месеца). В цитирания документ на ЕК се отбелязва още, че сключените СИЕ на НЕК с двете топлоелектрически централи ЕИ И ЕС и Контур Глобал, на принципа „взимай или плащай“ задължават НЕК да плаща за целия капацитет на централите независимо дали посочената мощност се диспечира. Преразглеждането на СИЕ, съобразно препоръките на Европейската комисия, с оглед осигуряване на съответствие между цената на изкупуване и текущите пазарни условия не само би довело до стабилизиране на финансовото състояние на НЕК ЕАД, но и би довело до разрешаването на конкурентни проблеми, създадени от наличието и условията на цитираните договори.

С Решение № 800 от 03.07.2013г. КЗК приема Секторен анализ на конкурентната среда на пазарите на производство, търговия, пренос и снабдяване с електрическа енергия в Република България. Комисията за защита на конкуренцията сочи, че „задължението на българската държава (НЕК ЕАК) за гарантирано изкупуване на голямо количество разполагаемост и електроенергия от топлоелектрическите централи- "Контур Глобал Марица-изток 3" и "АЕS Марица-изток 1" по цена, договорена в дългосрочните договори за изкупуване на разполагаемост и електроенергия, създава допълнително затруднение за развитието на процеса на либерализация на пазара на електроенергия“ и създава пречки за установяването на неговата пазарна равновесна точка.

Следва да се има предвид, че съгласно Директива 2009/29/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 23 април 2009 г. от началото на 2013 г. за сектора енергетика не се разпределят безплатно квоти за емисии на въглероден диоксид и предприятията от същия сектор трябва да ги закупуват за своя сметка на принципа „замърсителят плаща“, в резултат на това централите ще трябва да закупуват необходимите им квоти на пазара на СО2 .

В изпълнение на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 година относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО, транспонирана в българското законодателство в ЗЕ и ЗЕВИ, страната ни се задължава да гарантира конкуренция и доставки на електроенергия на най-конкурентни цени и равнопоставени условия на всички участници на пазара. Съгласно параграф 57 от Преамбюла на Директивата насърчаването на лоялна конкуренция и на лесен достъп за различните доставчици, както и подпомагането на капацитети за нови производства на електроенергия следва да бъде от

първостепенно значение за държавите-членки, за да се позволи на потребителите да се възползват в пълна степен от възможностите на либерализирания вътрешен пазар на електроенергия. Чл. 37 от същата предвижда, че националните регулаторни органи следва да наблюдават степента и ефективността на отваряне на пазара и конкуренцията в секторите на едро и на дребно, включително на борсите за електроенергия, да следят цените на електроенергията за битовите клиенти, както и да следят за всякакво нарушаване или ограничаване на конкуренцията, включително да предоставят нужната информация и да отнасят съответните случаи до органите по конкуренция.

С оглед горните изисквания на Директива 2009/72/XX XXXXX е извършила анализ на дългосрочните договори за изкупуване на електрическа енергия (ДДИЕ), сключени между „НЕК“ ЕАД, от една страна и „Контур Глобал Марица изток 3“ АД, съответно „Ей и Ес 3С Марица изток 1“ ЕООД, от друга. Въз основа на анализа Комисията е установила, че са налице предпоставки за неспазване на правото на Европейския съюз, поради наличие на данни от които следва, че сключените ДДИЕЕ са нова и неправомерна държавна помощ за производителите по тях и като такава са несъвместими с вътрешния пазар. В тази връзка XXXXX е сезирала Европейската комисия с жалба с изх. № Е-04-11-7 от 20.06.2014 г., в която са изложени аргументи за преустановяване под формата на прекратяване на сключените споразумения между „НЕК“ ЕАД, от една страна и „Контур Глобал Марица изток 3“ АД и „Ей и Ес 3С Марица изток 1“ ЕООД, от друга страна. Жалбата е придружена и от искане с изх. № Е-04-11-8 от 20.06.2014 г. по чл. 11, т. 1 от Регламент (ЕО) № 659/1999 г. на Съвета от 22 март 1999 г. за установяване на подробни правила за прилагането на чл. 108 от Договора за функциониране на Европейския съюз, за постановяване от Европейската комисия на разпореждане за преустановяване на държавната помощ до окончателното й произнасяне по жалбата. Искането е обосновано с оглед необходимостта от преустановяване влиянието на неправомерната държавна помощ, с която се застрашава свободната икономическа среда чрез поставяне в по-изгодно положение на производителите по ДДИЕ в сравнение с останалите участници на енергийния пазар.

Също така, XXXXX е извършила анализ на съществуващите схеми за подпомагане на производителите на електрическа енергия от ВИ, въз основа на който е установила, че регламентираните в Закона за енергията от възобновяеми източници (ЗЕВИ) схеми водят до прекомерно подпомагане, което създава условия за неспазване на правото на Европейския съюз. В тази връзка XXXXX е сезирала Европейската комисия с жалба с изх. № Е-04-11-9 от 20.06.2014 г., в която са изложени аргументи за преустановяване под формата на прекратяване на схемите за подпомагане, в частта им водеща до прекомерност. Жалбата е придружена и от искане с изх. № Е-04-11-10 от 20.06.2014 г. по чл. 11, т. 1 от Регламент (ЕО) № 659/1999 г. на Съвета от 22 март 1999 г. за установяване на подробни правила за прилагането на чл. 108 от Договора за функциониране на Европейския съюз, за постановяване от Европейската комисия на разпореждане за преустановяване на схемите за подпомагане, в частта им на прекомерност, до окончателното й произнасяне по жалбата.

Задължения към обществото

Разходите свързани със законови и договорни задължения за изкупуване на електрическа енергия се класифицират, като „задължение към обществото” и чл. 35 от Закона за енергетиката урежда правото на енергийните предприятия да бъдат компенсирани за извършените разходи, произтичащи от задължението им за изкупуване на електрическа енергия по преференциални цени от възобновяеми източници и от високоефективно комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия и централите с дългосрочни договори.

В изпълнение на тези норми ДКЕВР трайно разработва и прилага модел на пълно компенсиране на такива разходи от 2009 г. до настоящия момент. До 31.07.2013 г. този модел предвижда задълженията към обществото да се включват към цената за пренос. През последните няколко години е отчетена трайна тенденция към повишаване на тези разходи, като в периода 2012-2013 г. тяхното ниво доведе до изключително увеличение на общата дължима сума към цената за пренос, което на практика блокира българският износ на електрическа енергия. В тази връзка е разработен нов модел за

компенсиране на тези разходи, като от м. август 2013 г. е утвърдена нова цена за „Задължения към обществото“.

„Цената за „задължения към обществото” се заплаща от крайните клиенти на свободния пазар на електрическа енергия в страната, както и от клиентите на регулирания пазар, без клиентите на доставчика от последна инстанция (ДПИ). Клиентите на ДПИ заплащат разходите за задължения към обществото като елемент от цената за енергия, която се изчислява по методика, утвърдена от ДКЕВР.“

Цената за задължения към обществото се формира като разлика между действителните разходи за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници, топлофикационни и заводски централи и дългосрочни договори за количествата енергия, продавани на свободния пазар и разходите за производство на тази енергия по миксовата цена на „Обществения доставчик”.

Инфраструктура

Разходите за експлоатация и поддръжка на преносната мрежа се възстановяват посредством утвърдените цени за пренос и достъп.. Съгласно чл. 28 от Правилата за търговия с електрическа енергия (ПТЕЕ) битовите и небитовите крайни клиенти на крайните снабдители заплащат всички мрежови услуги за съответния ценови период на крайния снабдител (какъвто е „Енерго-Про Продажби“ АД). Крайният снабдител/доставчикът от последна инстанция събира и заплаща на оператора на електроразпределителна мрежа (какъвто е дружеството – обект на търговото предложение) суми за пренос, достъп, други мрежови услуги за съответния ценови период за цялото фактурирано от крайния снабдител/доставчика от последна инстанция количество електрическа енергия. Операторът на електроразпределителна мрежа заплаща на независимия преносен оператор мрежовите услуги, относими към електропреносната мрежа, за цялото количество електрическа енергия, пренесено до крайни клиенти, присъединени към съответната електроразпределителна мрежа.

Утвърдените през 2013 г. цени са, както следва:

- Цената за пренос през електропреносната мрежа се заплаща от всички ползватели на мрежата на преносния оператор „НЕК” ЕАД.

- Цената за достъп до електропреносната мрежа се заплаща на електроенергийния системен оператор

„ЕСО” ЕАД от всички ползватели на мрежата, без количествата по сделките с предмет „транзит на електрическа енергия”.

От 2014 г. цените за достъп до и за пренос през електропреносната мрежа се заплащат на „ЕСО” ЕАД.

През 2013 г. „Електроенергийният системен оператор” ЕАД (ЕСО) е част от вертикално интегрирано предприятие. С подадено заявление № Е-ЗЛР-74/05.11.2013 г. от „НЕК” ЕАД за издаване на разрешение за преобразуване с отделяне чрез придобиване, заявление № Е-ЗЛР-ПР-73/05.11.2013 г. от „НЕК” ЕАД за прекратяване на лицензия № Л-147-04/17.12.2004 г. за дейността „пренос на електрическа енергия” и заявление № Е-ЗЛР-И-75/05.11.2013 г. от „ЕСО” ЕАД за издаване на лицензия за „пренос на електрическа енергия” и за прекратяване на лицензия №Л-221-17/28.12.2006 г. за „управление на електроенергийната система” „ЕСО” ЕАД се отделя от „НЕК” ЕАД. С Решение

№ Р-205 от 18.12.2013 г. „ЕСО” ЕАД получава лиценз за извършване на дейността „пренос на електрическа енергия”, с права и задължения за дейността „координатор на специална балансираща група” за срок от 35 години.

От началото на 2014 г., „ЕСО“ ЕАД е собственик и оператор на електропреносната мрежа на високо и средно напрежение в страната с дължина около 15 130 км. Дружеството притежава лицензия за пренос на електрическа енергия, включително за координиране на специални балансиращи групи за период от 35 години, издадена през декември 2013 г., и изпълнява функциите на преносно

предприятие. От 2014 г. регулираните цени за достъп до и пренос през преносната мрежа се заплащат на „ЕСО” ЕАД. Тези цени съгласно Наредбата за регулиране на цените на електрическата енергия, се определят въз основа на признатите от регулатора необходими приходи за поддръжка и експлоатация на електропреносната мрежа.

Електроенергийният системен оператор „ЕСО” ЕАД осъществява оперативното управление и регулира разпределението на електрическите товари на електроенергийната система при отчитане на приетите и потвърдени заявки за преносни капацитети на търговските участници, въз основа на Правилата за търговия с електрическа енергия и Тръжните правила представени по-горе.

Трансграничният преносен капацитет по междусистемните връзки се разпределя от тръжния оператор (Auction Operator) под формата на търговски права за пренос според действащите споразумения и съгласувани Тръжни правила с операторите на преносните системи на съседните страни. Тръжният оператор изчислява и определя преносните капацитети съгласно нормите и правилата на обединените европейски преносни оператори на електроенергия (ENTSO-E).

Преносната система и междусистемните връзки на страната със съседните страни осигуряват необходимия преносен капацитет за търговските обмени на електрическа енергия в региона.

Мрежови тарифи за достъп и пренос

В зависимост от приетия метод на регулиране XXXX използва различен подход при оценяване на икономическата ефективност на ценовите елементи и регулиране на мрежовите тарифи на преносната мрежа и на разпределителните мрежи.

При регулирането на мрежовата тарифа за пренос през преносната мрежа, където комисията използва метод на регулиране „Норма на възвръщаемост”, като всички ценови елементи се оценяват ежегодно при утвърждаване на новата тарифа. Поради това, че в страната има само едно лицензирано дружество за пренос на електрическа енергия по мрежите ВН, няма сравнима база въз основа на която да се оценяват разходите. Във връзка с това, XXXX използва като критерии за оценка на годишното ниво на разходите ежегодно събираната информация, при отчитане и на специфичните обстоятелства по отношение на законовите изисквания за сигурност и техническа обезпеченост на снабдяването.

При регулирането на мрежовите тарифи за електроразпределителните предприятия КЕВР прилага метод на регулиране чрез стимули. Чрез прилагането на метода "Горна граница на приходи" комисията утвърждава необходимите приходи на енергийното предприятие за първата година от регулаторния период и ги анализира и коригира за всяка следваща година от регулаторния период. Предвидените корекции на необходимите приходи са свързани с индекса на инфлация, коефициента на ефективност, изпълнението на целевите показатели за качество, разликата между прогнозни и действителни разходи за закупуване на енергия, както и разходи предизвикани от промяна в структурата на потребление. В допълнение към методите се прилагат показатели, отчитащи качеството на изпълнение на дейността (качество на електрическата енергия, качество на обслужването), при което признатите необходими приходи на енергийното предприятие се коригират предвид изпълнението на определените от КЕВР целеви показатели. Отчита се и разликата по изпълнението на прогнозните инвестиции и реализираните инвестиции. Необходимите приходи се намаляват в съответствие с разликата между отчетеното неизпълнение на целевите показатели за качество и допустимото отклонение.

Тарифите за достъп и пренос на електрическата енергия през разпределителните мрежи до крайните потребители се утвърждават от КЕВР по предложения на дружествата в срокове и форма определени съгласно Наредба № 1 за регулиране цените на електрическата енергия и приетите към нея Указания. Отделните групи потребители и тарифни структури се определят по предложения на дружествата и същите са групирани според нивото на напрежение и по зони в денонощието.

От август 2013 г. стартира третия регулаторен период за дружествата в сектор „Електроенергетика” регулирани по метода „горна граница на приходите”, като при прилагането на общ подход при утвърждаване на цените на дружествата, XXXXX се е съобразила както с изводите от текущия анализ на постигнатите резултати, така и с целта на прилагания метод на регулиране – създаване на условия, при които дружествата да намаляват разходите си за осъществяване на дейността и същевременно да осигуряват необходимите инвестиции, с цел подобряване на качеството на услугите.

При определяне на необходимите приходи на електроразпределителните дружества се признават технологични разходи съгласно Указания на комисията за образуване на цените за пренос на електрическата енергия през електроразпределителните мрежи, като нивата на технологичните разходи през 2013 г. са коригирани два пъти в резултат на извършени анализи и оценка, като нивата на технологичните разходи. Към момента действащите нива на регулаторно-признати технологични разходи са утвърдени с решение на ДКЕВР за регулираните цени от октомври 2014 г.

Важен момент по отношение регулирането на мрежовите тарифи на електроразпределителните дружества през 2013 г. е извършеното поетапно намаление на признатите нива на технологичните разходи. С решение № Ц-13 от 05.03.2013 г. ДКЕВР извърши корекция на признатите технологични разходи от 15% на 12%, тъй като въз основа на анализ бе установено, че отчетените технологични разходи надвишават регулаторно признатите през 2012 г.

Прилагането на този подход има за цел да постигне пълно съответствие с изискванията на ЗЕ за признаване като ценообразуващ елемент единствено техническите загуби, свързани с разпределението на електрическа енергия. В този смисъл, XXXX прилага единна политика за непризнаване на други технологични или търговски загуби от продажба на електрическа енергия, за които енергийните дружества не водят отделна отчетност.

По експертно мнение на екипа от Научно-технически съюз на енергетиците в България, съществуват реални възможности, електроразпределителните предприятия в България да свалят технологичните разходи до 8,5%, като екипът препоръчва на независимия регулатор на този етап да приеме за технологични разходи 8,5%, с тенденция да намалява за следващи периоди.

С Решение № Ц-43/30.12.2013 г. на Комисията и след преглед и анализ на представеното становище от екип от Научно-технически съюз на енергетиците в България, както и на основата на информация на ERRA (General Secretary) от 11.06.2013 г. за достигнати от 14 страни стойности в размер от 5 до 8% и отчетена тенденция към намаляване размера на технологичните разходи чрез оптимизиране на разходите за изпълнение на дейностите по инвестиционните и ремонтни програми, както и че с въвеждане на система за управление на качеството, дружествата са постигнали подобряване сигурността на доставките на електрическа енергия, се налага извод, че технологичните разходи при пренос на електрическа енергия през електроразпределителните мрежи могат да бъдат намалени с до 2%, с изключение на “ЕРП Златни пясъци” АД. След последната корекция, утвърдена с решение на ДКЕВР от октомври 2014 г. през разглежданата година по дружества са както следва:

-„ЧЕЗ Разпределение България” АД – 8%;

-„ЕВН България Електроразпределение” ЕАД – 8%;

-„Енерго-Про Мрежи” АД – 9%;

-„ЕРП Златни пясъци” АД – 5%.

Свободен пазар

През 2013 г. количествата търгувани на свободния пазар до потребители в страната са 6 871 571 MWh, спрямо 5 295 565 MWh, през 2012 г. или увеличението е с 29,7%. Най- голям относителен дял от реализираните количества на свободния пазар предоставят АЕЦ „Козлодуй” и ТЕЦ „Марица Изток 2”. 2013 г. е ключова и се наблюдава скокообразно развитие на свободния пазар поради факта, че тогава потребителите на средно напрежение бяха прехвърлени на свободен пазар. За 2014 г. се очаква този процес на преход да продължи като най-вероятно промените няма да бъдат толкова драматични като през 2013 г.

Общото количество енергия, търгувано от производители по свободно договорени цени през 2013 г. е 13 157 797 MWh, спрямо 13 515 527 MWh през 2012 г., като това са количества за потребители в страната и за износ.

Конкурентна среда

Поради спецификата на лицензионната дейност и съгласно чл. 43, ал.2, т. 1 ЗЕ, предвиждащ, че в рамките на една обособена територия се издава само една лицензия за разпределение на електрическа енергия, дружеството няма конкуренти на лицензионната си територия.

6.2.3. Импликации на пазарната среда върху дружеството - обект на търгово предлагане и основни фактори, които влияят върху неговите резултати и стойност

„Енерго-Про Мрежи” АД е дружество, чиято основна дейност е разпределение на електрическа енергия, като дружеството експлоатира, поддържа и оперира електроразпределителната мрежа и спомагателните съоръжения. Дружеството е координатор на специална балансираща група за компенсиране на технологичните разходи в разпределителната мрежа. Дружеството - обект на търговото предложение, оперира в рамките на лицензионната си територия, която включва 9 области в Североизточна България - Варна, Велико Търново, Габрово, Добрич, Разград, Русе, Силистра, Търговище и Шумен.

Прогнозите за основните параметри, които определят приходите и разходите за основната дейност по лиценза на дружеството - обект на търговото предложение – количества енергия, цени на обществен доставчик на енергия за покриване на технологични разходи, цени на преносното предприятие и др. – са направени първоначално на полу-годишна база и респективно за регулаторен период, след което са били приведени към база финансова година. Това се налага от факта, че ценовите регулаторни периоди за енергетиката в България са от началото на м. юли текущата година до края м. юни на следващата година, докато финансовата (отчетната) година съвпада с календарната. Поради тази причина са направени прогнози до 2020 г., макар че прогнозният период е с продължителност от 5 години – от края на 2014 г. до 2019 г.

Електроразпределително дружество

Като електроразпределително дружество, резултатите на „Енерго-Про Мрежи“ АД, а следователно и оценката на справедливата му стойност, в голяма степен зависят от (очакванията за) количествата електрическа енергия, разпределена по мрежата, оперирана от дружеството - обект на търговото предложение. Те на своя страна са свързани с енергийната интензивност на икономиката, от икономическия растеж и от степента, в която битовите и стопанските потребители заместват електрическата енергия с други енергийни източници. При равни други условия, колкото по-големи количества енергия се разпределя, толкова по-високи биха били продажбите на дружеството (но виж по-долу за специфичен ефект от нарастването на продажбите, свързан с разликата между реални и регулаторно признати технологични разходи).

XXXX определя нивото на необходимите приходи за дружеството - обект на търговото предложение. Според съществуващите регулации на енергийния пазар в страната, дружеството „прехвърля напред” таксите за услуги мрежа високо напрежение, понеже те са част от признатите разходи, участващи в определянето на цените на дружеството - обект на търговото предложение. Необходимите приходи за дружеството по осъществяването на дейността по лицензията се определят така, че да покриват технологичните разходи за енергия по разпределителната мрежа в признатия от ДКЕВР размер (сега приет за 9%), както и разходи по поддръжка и други административни разходи на дружеството след одобрение на ДКЕВР. Към това се прибавя доходност, формулирана като възвръщаемост към регулаторната база на активите (в момента 7%). Това са дълготрайните активи, намалени с придобитите по безвъзмезден начин, а в случая сме направили корекция и с финансовите активи и активите, свързани с присъединяване на нови абонати, както и необходимият оборотен капитал. Той

от своя страна е формиран като 1/8 от кешовите разходи по основната дейност и технологичните разходи. Така изчислената стойност се коригира със т.нар. Z-фактор, както и с ефект на корекция от последния одит на предприятието. За целите на оценката използваме допусканията на Предложителя за последните два параметъра до края на прогнозния период.

Изключително важен фактор за рентабилността на дружеството и оттам и за неговата оценка има процентът технологични разходи на разпределителната мрежа – какъв е реалният размер на тези разходи и какъв е размерът, който ДКЕВР признава като ценообразуващ компонент при определяне цените на услугите на дружеството. Именно разликата между процентът реално понасяни разходи и процента регулаторно признати такива стои в основата на рентабилността на дружеството. Понеже към настоящия момент реалните технологични разходи на дружеството са по-високи от регулаторно признатите такива (вж. по-долу), нарастването на продажбите води до по-бързо нарастване на разходите, отколкото на съвкупните приходи (включително регулаторно определената възвръщаемост), което при относително постоянни (независими) административни разходи на дружеството - обект на търговото предложение води до влошаване на рентабилността.

Според експертно мнение на Научно-техническия съюз на енергетиците в България, съществува реална възможност електроразпределителните дружества у нас да намалят дела на технологичните разходи до 8.5% и предлагат тази стойност да бъде приета от регулатора. След преглед на представеното становище, както и на основата на информация от ERRA (General Secretary) от 11.06.2013 г. За достигнати стойности от 5%-8% за 14 страни и отчетената тенденция за намаление5, ДКЕВР понижава значително размера на признатите технологични разходи. Това ни кара да смятаме, че бъдещо повишение на регулаторно признатия размер на технологичните разходи е по-малко вероятно и за да може дружеството - обект на търговото предложение да повиши своята рентабилност, тя трябва посредством инвестиции в електроразпределителната мрежа, поддръжка и пр. да намали реално понасяните технологични разходи.

Положително въздействие от страна на регулатора имаше решението цената за закупуване на енергия за покриване на технологични разходи да се приеме равна на цената, по която Обществения доставчик НЕК ЕАД изкупува енергия от АЕЦ Козлодуй плюс цената на преносното предприятие („ЕСО“ ЕАД), понеже я понижи значително от предходното й равнище. По този начин, тези две категории цени оказват влияние върху резултатите на дружеството и респективно върху неговата оценка. Именно за това, в Приложение 4 сме предоставили подробна информация за допусканията и сценариите при прогнозиране на цената на ОД, където се съдържа същата информация и допускания за прогнозираната цена, по която ОД изкупува енергия от АЕЦ Козлодуй, а в Приложение 5 сме предоставили подобна информация за цената на ЕСО за услуги мрежа високо напрежение.

Разбира се, друг важен фактор за рентабилността е нивото на административните разходи. Част от тях са към свързани предприятия – мениджърски услуги и др.- и може да се допусне, че предприятието има по-голяма степен на контрол върху тях. Разбира се, важен ценообразуващ фактор е и качеството на предоставяните услуги, понеже КЕВР може да коригира необходимите приходи и на база неуспех на предприятието да доставя услугите си с необходимото качество.

От съществено значение е способността на предприятието да управлява добре своите вземания, както и изходът от различни съдебни процедури.

Координатор на балансираща група

Съгласно чл. 56, ал. 12 от Правилата за търговия с електрическа енергия (ПТЕЕ) операторът на електроразпределителна мрежа е координатор на специална балансираща група за компенсиране на технологичните разходи в електроразпределителната мрежа. Като координатор на балансираща

5Източник: Годишен доклад за Европейската комисия, ДКЕВР, България, Юли, 2014 г.

група, дружеството - обект на търговото предложение може да понесе разходи, свързани с небаланси в рамките на балансиращата група.

Развити са два сценария за нетния ефект от небаланси – оптимистичен, при който дружеството, след като понася негативен ефект от небаланси до 2016 г. успява да се вмести в рамките на регулаторното изискване през 2017 г. и остава така до края на прогнозния период и песимистичен, в който реализира нетен отрицателен ефект от небаланси до 2019 г.

Базираме нашата прогноза за нетния ефект от небаланси на база предвижданията на Предложителя за дела на небалансите в такса разпределение на дружеството.

6.2.4. Пазарни тенденции

• Продължават процесите на либерализация на пазара, като една от най-значимите скорошни промени е отделянето на ЕСО като оператор и собственик на преносната мрежа високо напрежение;

• Поради все още относително слабия икономически растеж в България и региона, производството и потреблението на електроенергия в страната стагнира. При засилване на икономическия растеж може да се очаква разширяване на пазара, като този процес ще зависи в голяма степен и от развитието на енергийната интензивност на икономиката на България и региона, алтернативните доставчици на енергия, както и използването на алтернативни енергоизточници;

• Продължава да се свива делът на регулирания пазар за сметка на пазара по свободни цени, като се очаква тази тенденция да продължи и в бъдеще;

• Особено що се отнася до регулирания пазар и дейността на електроразпределителните предприятия и крайните снабдители, както и производителите на електроенергия, за които са разпределяни квоти за регулиран пазар, решенията на КЕВР относно ценообразуващите елементи и правила са един от най-важните фактори за рентабилността на енергийните предприятия (за повече детайли виж по-долу в секцията, касаеща оценката на справедливата стойност на предприятието, допускания).

• С оглед на някои изкривявания в пазарната среда, се търсят възможности за промени по отношение правилата за изкупуване на енергия от възобновяеми енергийни източници, както и по силата на дългосрочни договори за изкупуване на електрическа енергия по преференциални цени (вж по-горе).

6.2.5. Основни допускания, на които се гради оценката на справедливата стойност на акциите на дружеството - обект на търговото предложение

Основни макроикономически индикатори

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020 (БКК)

Xxxxxxx

БВП милиарда евро, текущи цени

40.0

41.1

42.9

45.2

47.5

50.0

Източник: Международен валутен фонд (МВФ), World Economic Outlook Database, октомври 2014

Инфлация към края на периода, потребителски цени, %

0.0

1.3

2.2

Източник: Международен валутен фонд (МВФ), World Economic Outlook Database, октомври 2014

БВП милиарда евро (с

елиминиране на

инфлацията от

28.6

29.0

29.6

30.5

31.4

32.3

БКК на база данни на МВФ

2005)

Цени на горива и емисии въглероден диоксид

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020 (БКК)

Един ица

Източник

Суров петрол (SpotCrude - средна от спот- цената на U.K. Xxxxx, DubaiandWestTe xasIntermediate)

98.9

84.6

85.7

85.6

85.3

85.1

$/bbl

МВФ

Природен газ

0.0

Цена на руски газ на границата с Германия

10.2

9.9

$/M MBT U

МВФ

Въглища

0.0

Австралийски, износ

77.7

74.7

$/MT

МВФ

Южна Африка, износ

76.4

75.4

$/MT

МВФ

Средна

77.1

75.0

$/MT

Уран

30.5

25.2

24.5

$/lb

МВФ

Въглероден диоксид (енергетика), цени 2014 г.

12.9

20.3

22.1

21.9

21.7

24.5

27.3

GBP/

tonne

xxx.xxx.xx; 2019 г. - БКК

Използваме очакванията за изменение в цената на урана в прогнозата си за цената на електроенергия от АЕЦ. Останалите данни са използвани за определяне на цената на ОД, която като цяло няма пряк ефект върху оценката на дружеството - обект на търговото предложение (Приложение 4).

Потребление на електрическа енергия

Три сценария за потреблението на ел. енергия в страната (ГВтч)

Бележки

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

"Висок"

33,367

28,387

29,378

30,684

32,056

33,498

35,005

Базиран на Енергийната стратегия на Р. България за

2010-2020 г., базов сценарий

"Нисък"

33,367

28,199

28,738

29,871

31,065

32,818

34,670

Базиран на Енергийната стратегия на Р. България за 2010-2020 г., целеви сценарий

Xxxxx

33,367

28,293

29,058

30,278

31,561

33,158

34,837

Средна стойност от "високия" и "ниския" сцценарии

В Приложение 1 представяме по-подробна информация за получаването на прогнозите. Очаква се, че енергийната ефективност на икономиката ще се повишава с времето като алтернативни горива (природен газ) ще заместват в по-висока степен електроенергията за промишлени и битови цели. Това е залегнало и в Енергийната стратегия на България. На тези фактори с негативно въздействие върху потреблението на електроенергия в страната ще противодейства икономическият растеж. На тази база сме построили различни сценарии за потреблението на електроенергия в страната на база сценарии за промяна в енергоемкостта на икономиката при зададената прогноза за икономическия растеж. Като изходна база за съотношението на потребяваната електрическа енергия и БВП използваме сценариите от Енергийната стратегия, като сме направили необходимите корекции с реално постигнатите резултати до текущия регулационен период. Очакваме, че потреблението на електроенергия в страната ще се понижава и през 2015 г. след което ще започне отново да се покачва в следствие на икономическия растеж и при трите сценария, но и при трите ще остане на по-ниско равнище от 2013 г. до края на прогнозния период поради намаляването на енергийната интензивност на икономиката и заместването с други енергоизточници. И при трите сценария интензивността на използване на електроенергия силно се свива, като при ниския сценарий (целевия според Енергийната стратегия) прогнозираме покачване в потреблението на електроенергия на единица БВП чак през 2019 г. като дори тогава показателят остава 30% по-нисък от 2013 г. При базовия сценарий предвиждаме потреблението на електроенергия на единица БВП през 2019 г. да остане 14% по-ниско от това през 2013 г.

Структурата на потребявана електрическа енергия за 2014 г. отговаря на разпределението на търгуваната енергия за периода 01.07.2014 г - 30.06.2015 г. според Решение на ДКЕВР от 30.06.2014 г. за утвърждаване на цените на енергийните дружества за регулиран пазар.

Сценарии за цени, по които електроразпределителните дружества закупуват енергия за покриване на технологични разходи

Според сега действащите правила, утвърдени от ДКЕВР, тази цена се формира като сума от цената на АЕЦ Козлодуй за регулиран пазар и цената на ЕСО. Допускаме, че правилото ще се запази до края на прогнозния период. За повече информация вж Приложения 4 и 5.

Висок сценарий за потребление на ел. енергия.

	Приключва:	2016	0000	0000	0000	0000
	Период 7'14/7'15	2	3	4	5	6
	Утвърдени от ДКЕВР
Цена за закупуване на енергия за технологични разходи от ЕРП, лв/Мвтч
Обща цена за пренос и достъп (ЕСО)	7.98	7.90	7.71	7.60	7.49	7.38

Цена на АЕЦ	30.00	33.32	32.73	32.36	32.12	31.97
Обща цена	37.98	41.22	40.44	39.96	39.61	39.35

Базов сценарий за потребление на ел. енергия.

	Приключва:	2016	0000	0000	0000	0000
	Период 7'14/7'15	2	3	4	5	6
	Утвърдени от ДКЕВР
Цена за закупуване на енергия за технологични разходи от ЕРП, лв/Мвтч
Обща цена за пренос и достъп (ЕСО)	7.98	7.94	7.79	7.69	7.57	7.43
Цена на АЕЦ	30.00	33.32	32.73	32.36	32.12	31.97
Обща цена	37.98	41.27	40.52	40.05	39.69	39.40

Нисък сценарий за потребление на енергия и предоговаряне на квотите за изкупуване на енергия от ВИ по преференциални цени, както и квотите за изкупуване на енергия по дългосрочни договори

	Приключва:	2016	0000	0000	0000	0000
	Период 7'14/7'15	2	3	4	5	6
	Утвърдени от XXXXX
Цена за закупуване на енергия за технологични разходи от ЕРП, лв/Мвтч
Обща цена за пренос и достъп (ЕСО)	7.98	7.99	7.87	7.79	7.65	7.48
Цена на АЕЦ	30.00	33.32	32.73	32.36	32.12	31.97
Обща цена	37.98	41.32	40.60	40.15	39.78	39.45

Цена на АЕЦ Козлодуй като компонент на цената, по които електроразпределителните дружества закупуват енергия за покриване на технологични разходи

	Приключва:	Бележки за прогнозите
	Период 7'14/7'15
	Утвърдени от ДКЕВР
XXX, хил. лв, ако не е посочено друго
Утвърдени от Комисията
Постоянни разходи за разполагаемост	82,317	Съобразено с намаляването дела на регулирания пазар в енергийния пазар
Разполагаемост (Гвтч.)	5,995
Променливи разходи, в т.ч.	86,502
Гориво	63,023	На база очакваните изменения в количествата и цените на горивата
Консумативи	350	На база очакваните изменения в количествата и очакваната инфлация
Други	5,378	На база очакваните изменения в количествата и очакваната инфлация
Невключени в горните три	17,751	На база очакваните изменения в количествата и очакваната инфлация
Енергия за регул. пазар (Гвтч.)	5,654

Утвърдени приходи за ел. енергия

86,502

Утвърдени приходи за

разполагаемост

82,317

Общо утвърдени приходи

168,819

	Приключва:	2016	0000	0000	0000	0000
	Период 7'14/7'15	2	3	4	5	6
	Утвърдени от ДКЕВР
Разполагаемост/енергия, ценообразуващи количества	1.06	1.06	1.06	1.06	1.06	1.06
Разполагаемост/енергия, база квоти	1.07	1.07	1.07	1.07	1.07	1.07
Постоянни разходи за разполагаемост/разполагаемост	13.73	13.73	13.73	13.73	13.73	13.73

Цена, по която НЕК изкупува енергия от АЕЦ за регулиран пазар	30.00	33.32	32.73	32.36	32.12	31.97

В таблиците по-горе са посочени допусканията, на които се базират прогнозите за цената на АЕЦ. Допускаме, че променливите разходи, които се признават от ДКЕВР при определянето на цената на енергията, се променят със същия темп, с какъвто се изменя и квотата на АЕЦ за енергия, като се отчитат и очакваните промени в други фактори, посочени в колона „Бележки” на първата таблица. Прогнози за тези фактори са представени по-горе. Прогнозираме, че признатите постоянни разходи с цел определяне цената на разполагаемост, също се изменят съобразно квотата за разполагаемост на база коефициенти, които приемаме за постоянни (вж втората таблица). По този начин, прогнозната цена, по която обществения доставчик закупува енергия от АЕЦ за регулиран пазар, остава постоянна при формирането на различни сценарии за развитие на енергийния пазар. Вж Приложение 4 за детайлно представяне на калкулациите и допусканията по отношение цената на АЕЦ за регулиран пазар. В него калкулациите са направени на база конкретни допускания за различни количества енергия, определени като квоти (за енергия и разполагаемост) от КЕВР за АЕЦ. В приложения 2 и 3 са представени сценарии за електрическата енергия от ВЕИ и по дългосрочни договори за изкупуване, която влияе върху енергийния микс и съответно върху квотите на АЕЦ.

Сценарии за цени на Преносното предприятие (мрежи високо напрежение, Енергиен системен оператор, ЕСО)

На тази база се формират прехвърляните към крайните потребители разходи за мрежови услуги високо напрежение посредством включването на тези разходи към нормативно признатите такива с цел определяне на цените на дружеството от страна на КЕВР.

	Приключва:	2016	0000	0000	0000	0000
	Период 8'14/7'15	2	3	4	5	6
	КЕВР
Цени на ЕСО, лв/Мвтч - пренос
Сценарий с високо потребл. на енергия	6.62	6.54	6.37	6.24	6.12	5.99
Сценарий с базово потребл. на енергия	6.62	6.58	6.44	6.32	6.19	6.03
Сценарий с ниско потребл. на енергия	6.62	6.62	6.51	6.41	6.26	6.07
Цени на ЕСО, лв/Мвтч - достъп
Сценарий с високо потребл. на енергия	1.36	1.36	1.34	1.35	1.37	1.39
Сценарий с базово потребл. на енергия	1.36	1.36	1.35	1.37	1.38	1.40

Сценарий с ниско потребл. на енергия

1.36

1.37

1.36

1.38

1.39

1.40

Прогнозите са направени на база очакваните признати разходи на ЕСО, както и прогнози за потреблението, вноса и износа на електроенергия в страната. За повече информация вж. Приложение 5.

Количества разпределена енергия

„Енерго-Про Мрежи“ АД	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Разпределена ел. енергия, Гвтч (вкл. технол. разходи)											На база средния дял на Енерго-Про Мрежи в общото крайно потребление за 2009 г. - 06/2014 г (12-м период)
"Висок"	6,519	6,357	6,119	6,022	5,123	5,302	5,537	5,785	6,045	6,317
"Нисък"	6,519	6,357	6,119	6,022	5,089	5,186	5,391	5,606	5,923	6,257
Базов	6,519	6,357	6,119	6,022	5,106	5,244	5,464	5,696	5,984	6,287

Възвръщаемост към регулаторната база на активите

Възвръщаемостта към регулаторната база на активите се определя с решение на КЕВР, поради което е трудно да се формулират достоверно обосновани сценарии за потенциални промени в неговата стойност. Поради тази причина използваме текущата стойност до края на прогнозния период.

7-12,

2014

1-6,

2015

7-12,

2015

1-6,

2016

7-12,

2016

1-6,

2017

7-12,

2017

1-6,

2018

7-12,

2018

1-6,

2019

7-12,

2019

1-6,

2020

Използвана от XXXX

възвръщаемост

на активите за периода, %

Ниво на реалните технологични разходи

„Енерго-Про Мрежи“ АД

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

технологични разходи

14.76

14.1

13.4

Песимистичен сценарий за показателя

14.76

14.1

13.4

12.8

12.7

12.6

12.4

12.1

11.9

На база развитиет о от

предходн и периоди, намалява

щ темп

Оптимистичен сценарий за

показателя

14.76

14.1

13.4

12.80

12.20

11.60

11.00

10.40

9.80

На база

оптимист ично

предполо жение на търговия предложи тел за

подобрява не на дела на технологи чните разходи при даденото ниво на

инвестиц ии

Базов сценарий за показателя

14.76

14.1

13.4

12.80

12.30

11.80

11.30

10.80

10.30

На база очаквания та на

търговия

предложи тел

Предложителят счита, че има възможност за допълнително понижение с 0.5% на технологичните разходи, което е калкулирано в оптимистичния сценарий за развитието на реалните технологични разходи.

Нормативно признато ниво на технологичните разходи

7-12,

2014

1-6,

2015

7-12,

2015

1-6,

2016

7-12,

2016

1-6,

2017

7-12,

2017

1-6,

2018

7-12,

2018

1-6,

2019

7-12,

2019

1-6,

2020

Одобрени технологични

разходи

%, XXXX, базов и оптимистичен

сценарий

%, XXXX,

песимистичен сценарий

8.5

Според експертно мнение на Научно-техническия съюз на енергетиците в България, съществува реална възможност електроразпределителните дружества у нас да намалят дела на технологичните разходи до 8.5% и се предлага тази стойност да бъде приета от регулатора. След преглед на представеното становище, както и на основата на информация от ERRA (General Secretary) от 11.06.2013 г. За достигнати стойности от 5%-8% за 14 страни и отчетената тенденция за намаление6, КЕВР понижава значително размера на признатите технологични разходи. Това ни кара да смятаме, че бъдещо повишение на регулаторно признатия размер на технологичните разходи е по-малко вероятно и в същото време залагаме понижаване на нормативнопризнатото ниво на технологични разходи до препоръчаната стойност от 8.5% от юли, 2015 г. при песимистичния сценарий за развитие на дружеството.

Z-фактор и корекция в следствие на одит

6Източник: Годишен доклад за Европейската комисия, ДКЕВР, България, Юли, 2014 г.

7-12,

2014

1-6,

2015

7-12,

2015

1-6,

2016

7-12,

2016

1-6,

2017

7-12,

2017

1-6,

2018

7-12,

2018

1-6,

2019

7-12,

2019

1-6,

2020

За периода

Z-фактор (очаквания на Предложи

теля)

5,495

1,327

1,352

1,135

910

658

Корекция след регулаторе н одит (очаквания на Предложи теля, решение

на КЕВР)

- 14,927

За под- периода

Z-фактор (очаквани я на

Предложи теля)

2,748

663

676

568

455

329

Корекция след регулатор ен одит (очаквани я на

Предложи теля, решение

на КЕВР)

-7,464

Приходи от разпределение на електрическа енергия

Основният приход на дружеството – обект на търговото предложение се формира от цена за достъп до и пренос през разпределителната мрежа.

Необходимите приходи на дружеството – обект на търговото предложение за осъществяването на дейността по лицензията се определят така, че да покриват технологичните разходи за енергия по разпределителната мрежа в признатия от ДКЕВР размер (9%), както и разходи по поддръжка и други административни разходи на дружеството след одобрение на КЕВР. Към това се прибавя доходност, формулирана като възвръщаемост към регулаторната база на активите (в момента 7%). Това са дълготрайните активи, намалени с придобитите по безвъзмезден начин, а в случая сме направили корекция и с финансовите активи и активите, свързани с присъединяване на нови абонати, както и необходимият оборотен капитал. Той от своя страна е формиран като 1/8 от кешовите разходи по основната дейност и технологичните разходи. Така изчислената стойност се коригира със т.нар. Z- фактор, както и с ефект на корекция от последния одит на предприятието. За целите на оценката използваме допусканията на Предложителя за последните два параметъра до края на прогнозния период. Прогнозите са направени на база прогнозите за количествата разпределена по мрежата на

дружеството енергия и прогнозите за цените на ЕСО, както и цената на енергията от АЕЦ Козлодуй за регулирания пазар, на база на които две цени се формира цената, по която дружеството купува от Обществения доставчик енергията за технологични разходи.

Регулаторни периоди

7-12,

2014

1-6,

2015

7-12,

2015

1-6,

2016

7-12,

2016

1-6,

2017

7-12,

2017

1-6,

2018

7-12,

2018

1-6,

2019

7-12,

2019

1-6,

2020

Общо такса

разпределение, хил. лв

"Висок" сценарий за

потребление на енергия

97,964

105,973

93,102

100,590

93,129

102,274

94,983

103,415

96,175

106,588

99,371

107,543

"Нисък" сценарий за

потребление на енергия

97,964

105,832

94,762

101,449

94,571

103,322

96,421

104,590

97,468

108,260

100,854

109,470

Базов сценарий за потребление на

енергия

97,964

105,937

93,732

101,212

93,681

102,933

95,549

104,086

96,688

107,456

99,999

108,472

За повече информация за формирането на необходимите приходи на дружеството, както и за формиране на мрежовия компонент в приходите, който „се прехвърля напред” към по посока на крайните потребители, виж Приложение 6.

Приходи от услуги

Това са приходи от присъединяване на нови абонати.

Други приходи

Това са приходи, голяма част от които имат еднократен ефект и се поддават трудно на прогнозиране. За целта на оценката използваме очакванията на Предложителя.

Ефект от небаланси

Ефект от небаланси, хил. лв.	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Оптимистичен сц.	-1,317	-2,061	-954	0	0	0
Песимистичен сц.	-1,317	-2,046	-943	-564	-560	-567
Базов сц.	-1,317	-2,052	-949	-568	-564	-571

Виж по-долу относно формулирането на сценарии.

Административни разходи

Административните разходи са условно постоянни и в много голяма степен под контрола на дружеството - обект на търговото предложение. Предложителят допуска възможност за намаление на тези разходи с 2 500 хил. лв годишно, което е използвано за оптимистичния сценарий.

Други разходи

Провизиите и реинтегрирането на провизии във връзка с правни искове представлява значително перо в отчета за дохода на предприятието и съответно различни сценарии в развитието на резултата от правните искове би оказал значително влияние върху оценката. Не могат да бъдат изградени правдоподобни сценарии за тези стойности. Трябва да се има предвид обаче, че при по- неблагоприятно развитие на въпросния показател от очакваното, при равни други условия, оценката за справедливата стойност на акциите на дружеството - обект на търговото предложение ще се понижи и обратно, при по-благоприятно развитие на този показател - ще се увеличи.

Разходи за амортизации

Използваме плана на Предложителя (виж т.6.2.5.2, както и „Дълготрайни активи, инвестиции и амортизации”по-долу).

Нетни финансови приходи и разходи

Прогнозираме финансовите приходи на база текущите депозити на дружеството с приложимия към тях лихвен процент, отчитайки датата на техния падеж, както и лихвения процент и стойността на притежаваната от дружеството - обект на търговото предложение облигация, както и очакването на Предложителя за това до кога тя ще е включена в неговия баланс. Прилагаме намаляващ във времето лихвен процент към кешовите наличност в началото на отчетния период.

Към 30.09.2014 г. лихвените разходи са формирани по провизии за задължения за и провизии за разходи по достъп до чужди съоръжения. Лихвените разходи по провизиите за пенсиониране са резултат от дисконтирането на бъдещите задължения към момента на отчета. Според финансовите отчети на дружеството към 30.09.2014 г., дисконтовият процент по провизиите за пенсионни задължения е 4%, формиран на база ефективната доходност по 10-годишните държавни ценни книжа. Поради по-дългия срок на тези задължения е използвана екстраполация. Според последния актуален финансов отчет към датата на обосновка на цената (30.09.2014 г.), дисконтовата норма по провизиите за достъп до чужди съоръжения е 1.65% според данни от финансовите отчети към 30.09.2014 г. Този процент е базиран на доходността по държавните ценни книжа, според информация, предоставена на уебсайта на Българската народна банка към 31.08.2014 г.

Според информация от Предложителя, тази провизия ще продължи да съществува, без да следва да бъде дисконтирана.

Имайки всичко това предвид, за 2014 г. прогнозираме стойност на лихвените разходи равни на текущите. За 2015 г. - 2019 г. прогнозираме нулеви нетни лихвени разходи по провизията за дотъп до чужди съоръжения, а само по провизията за пенсионни задължения при същите допускания, както към 30.09.2014 г. (4% норма на дисконтиране) и съответно константна стойност.

Активи и задължения

Търговските вземания са прогнозирани на база дела на брутните търговски вземания в продажбите за последната година, като са използвани и делът на провизиите в брутните вземания, за да се получи нетната стойност на вземанията. За материалните запаси и вземанията от свързани лица са използвани очаквания на Предложителя за делът им в продажбите. За материалните и нематериалните активи и данъчните активи и вземания са използвани допускания на Предложителя виж т.6.2.5.2).

За дългосрочните задължения (провизии за пенсиониране и задължения към персонала, както и за краткосрочната част на тези задължения) използваме прогнозите на Предложителя. За да прогнозираме търговските задължения, използваме очакванията Предложителя за техния дял в

разходите за покупка на енергия за технологични разходи и таксата за мрежа високо напрежение. Останалите задължения са прогнозирани на база очакванията на Предложителя.

Дълготрайни активи, инвестиции и амортизации

Използвани са очакванията на търговия предложител. Според информация от търговия предложител, необходимият минимален годишен размер на инвестициите за дружеството е 40 млн. лв. при реално необходими 60 млн. лв. През предходни периоди (2008-2012 г., което е предходния регулационен период по отношение на регулаторната база на активите) дружеството е правило значително по- големи годишни инвестиции (виж по-долу) като средният им размер клони около стойностите, зададени за последните две години на прогнозния период. През цитирания исторически период ДКЕВР е признавала за регулаторни цели около 77-78 милиона лева инвестиции, а предприятието е имало по-високи инвестиционни бюджети от порядъка на 80 милиона лева годишно. Според Мотивите към Решение на ДКЕВР (КЕВР) N: Ц-021/26.06.2008 г. за цени на електрическа енергия от 01.07.2008 г., Комисията е одобрила за дружеството за съответния петгодишен регулаторен период средногодишни инвестиции от 77 755 хил. лв при предложени от него 93 240 хил. лв (или 83% на признаване). За настоящия период обаче, XXXX не признава инвестициите за регулаторни цели (ценообразуване). Поради тази причина, макар и инвестициите да са необходими, търговият предложител, познавайки мрежата си, е определил, че за следващите 2-3 години би могъл да инвестира по-малко от средното досега, изчаквайки по-благоприятни регулации в бъдеще, които ще му позволят да финансира инвестициите чрез цената на услугата. Въпреки това, предложителят съзнава, че инвестициите са под необходимите за поддържане на мрежата в дългосрочен план и това изчакване не може да трае неопределен период от време, като след период от 2-3 години мрежата вече ще изисква текущи инвестиции в нормален (и всъщност догонващ) размер, който съответства на предвиденото в плана за последните 2 години от прогнозния период, и тези инвестиции следва да се направят независимо от това дали XXXX признава инвестициите с цел ценообразуване или не. Това не са инвестиции с еднократен или епизодичен характер, а текущи инвестиции, които за следпрогнозния период се очаква да гравитират около предвидения размер за последните две години от прогнозния период независимо от това, дали са признати от регулаторна гледна точка точка или не. Признаването на инвестициите е обект на решение от страна на XXXX и не може да се направи аргументирано допускане за това дали XXXX ще ги признае, кога и в какъв размер. Въпреки това, такива инвестиции са необходими за нормалното протичане на бизнеса и следва да бъдат заложени. Фактът, че едно евентуално регулаторно признаване на инвестициите би довело до допълнително оскъпяване на енергията за крайните потребители, ни кара да се отнасяме с предпазливост по отношение допусканията за регулациите. Независимо от това, в оптимистичния сценарий за развитието на дружеството (виж по-долу) сме заложили възможността от страна на XXXX за признаване на 83% от средногодишния размер на очакваните инвестиции (каквато е била степента на признаване през предходния 5-годишен период на регулиране) като част от регулаторната база на активите от следващия ценови период (започващ от месец юли 2015 г.).

Исторически данни за нивото на инвестициите

Енерго-Про Мрежи АД

Година

2008

2009

2010

2011

2012

Инвестиции

хил.лв.

55,910

58,934

72,826

66,365

57,098

Източник: Заверени одиторски отчети на дружеството 2008-2012 г.

Дълготрайни активи, инвестиции и амортизации

Дълготрайни активи, хил. лв	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Енерго-Про Мрежи АД
Материални и нематериални активи в началото на периода	401,066	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032
Бруто инвестиции	8,606	25,000	35,700	44,500	54,800	61,700
Амортизация общо	55,110	45,418	43,813	44,864	44,435	47,885
На съществуващите активи	54,700	42,218	37,212	34,025	28,378	25,951
На инвестиционните разходи	410	3,201	6,601	10,839	16,058	21,934
Материални и нематериални активи в края на периода	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032	349,848

Дивиденти

Предложителят възнамерява при изплащане на дивиденти, да използва сумите за погасяване на свои задължения. Според прогонозите на Предложителя:

Необходими дивиденти	2015	2016	2017	2018	2019
Първи по ред дълг ("старши"), хил. лв
Главница - 67 млн. евро, срок: 2022 г.
Плащания по главницата	13,691	13,691	13,691	13,691	13,691
Остатъчен дълг	103,659	89,968	76,277	62,587	48,896
Лихва, 3.5%	3,868	3,388	2,909	2,430	1,951

Xxxxxxx, хил. лв
Лихва, 16%
Главница - 10 млн. евро	22,688	26,318
Плащане на главница				21,710
Лихви - кешов разход	0	4,211	4,211	4,211

Необходими дивиденти	17,558	21,290	20,811	20,332	15,642

6.2.5.1. Формулиране на сценарии за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение

Според съществуващите нормативни правила за определяне на необходимите приходи и доходност на дружеството, то "прехвърля напред" (към следващото звено от веригата до крайния потребител) основната част от разходите си, като най-същественият елемент тук е разликата между нормативно признатото ниво на технологични разходи и реалното такова. Към момента, нормативно признатите технологични разходи като процент от разпределената енергия е по-ниско от реалното ниво. Поради тази разлика при ръст в количествата разпределена енергия, при равни други условия, разходите ще нарастват по-бързо от приходите, което при равни други условия води до понижаване на оценката на дружеството. Освен това, презюмираме, че при зададения от Предложителя инвестиционен план, не може да се очаква по-силно подобрение в нивото на реалните технологични разходи от предвиденото от дружеството. За това формираме следните сценарии за развитието му:

Песимистичен:

• Сценарий за по-високо потребление на електрическа енергия в страната, съответстващ на базовия сценарий в Енергийната стратегия на България до 2020 г.;

• Сценарий за цени на Преносното предприятие (ЕСО), съответстващ на по-високо потребление на енергия в страната;

• Ниво на технологични разходи, по-високо от очакванията на Предложителя при допускане, че направените инвестиции в подобрение на ефективността не реализират напълно своя потенциал.

• Административните разходи са на нивото на базисните очаквания на Предложителя;

• Признатият за регулационни цели процентен размер на технологичните разходи се понижава до 8.5% от юли, 2015 г. Останалите прилагани в момента от КЕВР правила, методологии и ценообразуващи параметри остават неизменни.

Оптимистичен:

• Сценарий за по-ниско потребление на електроенергия в държавата в бъдеще, базиран на целевия сценарий в Енергийната стратегия на България до 2020 г.;

• Сценарий за цени на Преносното предприятие (ЕСО), съответстващ на по-ниско потребление на енергия в страната;

• Ниво на технологични разходи, съответстващо на оптимистично предположение на Предложителя за подобряване на дела на технологичните разходи при зададеното ниво на инвестиции;

• Оптимистично предположение на Предложителя за нивото на административните разходи. Административните разходи са условно постоянни и в много голяма степен под контрола на Предложителя;

• Допускаме, че XXXX признава 83% от средногодишния размер на очакваните инвестиции като част от регулаторната база на активите от следващия ценови период (започващ от месец юли 2015 г.). Останалите прилагани в момента от КЕВР правила, методологии и ценообразуващи параметри остават незименни.

Базов:

• Сценарий за базисно равнище на потребление на електрическа енергия в страната;

• Сценарий за цени на Преносното предприятие (ЕСО), съответстващ на базисно равнище на потребление на енергия в страната;

• Ниво на технологични разходи, съответстващо на очакванията на Предложителя;

• Административните разходи са на нивото на базисните очаквания на Предложителя;

• Запазване на прилаганите в момента от КЕВР правила, методологии и ценообразуващи параметри.

6.2.5.2. Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение

6.2.5.2.1. Базов сценарий

Отчет за дохода	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Хил. лв
Енерго-Про Мрежи АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза

Продажби	398,533	373,737	128,527	173,245	231,360	210,565	207,308	211,471	213,901	220,247
Такси за разпределение	382,960	360,401	121,881	163,507	219,845	199,669	194,892	198,482	200,774	207,454
Приходи от продажба на мрежови компоненти		360,401	121,881		219,845	199,669	194,892	198,482	200,774	207,454
От свързани лица		321,343	101875
Нетен ефект от небаланси					-1,317	-2,052	-949	-568	-564	-571
Услуги (свързване на нови абонати)	7,733	8,453	4,383	6,605	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943
Други приходи	7,841	4,883	2,263	3,133	3,896	3,943	4,046	4,167	4,292	4,421

Разходи	340,002	313,134	97,949	128,048	165,562	149,279	143,075	147,665	149,407	151,646
Покупка на енергия (технологични разходи)	94,962	91,242	43,916	50,510	58,290	27,745	28,301	27,713	27,232	26,967
Технологични загуби		91,242	43,916		58,290	27,745	28,301	27,713	27,232	26,967
Такси за мрежа високо напрежение	143,290	128,307	20,153	30,719	43,748	45,054	45,612	46,559	47,661	49,027
Административни разходи (без провизии)	81,002	71,824	32,672	48,992	65,761	72,549	73,489	74,594	75,714	76,851
Други разходи, нето (провизии)	20,748	21,760	1,208	-2,173	-2,238	3,932	-4,328	-1,201	-1,200	-1,200

Брутен марж (енергия)	144,708	140,851	57,812	82,278	117,806	126,870	120,978	124,210	125,881	131,460

Брутен марж, %	38%	39%	47%	50%	54%	64%	62%	63%	63%	63%

Печалба преди лихви, данъци и амортизации (EBITDA)	58,531	60,603	30,578	45,197	65,798	61,285	64,233	63,806	64,493	68,601

EBITDA марж, %	15%	16%	24%	26%	28%	29%	31%	30%	30%	31%

Отчет за дохода	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019

Амортизации	44,867	50,810	24,182	41,371	55,110	45,418	43,813	44,864	44,435	47,885

Печалба преди лихви и данъци (EBIT)	13,664	9,793	6,396	3,826	10,688	15,867	20,420	18,942	20,058	20,717

EBIT марж, %	3%	3%	5%		5%	8%	10%	9%	9%	9%

Финансови приходи/разходи, нето	-720	1858	1000	2069	2943	4026	4053	3779	808	601
Приходи от лихви		2291	863		2695	3788	3815	3541	570	363
Други финансови приходи		233	352		352	352	352	352	352	352
Разходи за лихви		-383	0		0	0	0	0	0	0
Разходи за лихви по провизии		-223	-186		-75	-85	-85	-85	-85	-85
Други финансови разходи		-60	-29		-29	-29	-29	-29	-29	-29

Данъци	1,295	1,043	0	0	1,363	1,989	2,447	2,272	2,087	2,132

Нетна печалба	11,649	10,609	7,396	5,895	12,268	17,904	22,026	20,449	18,779	19,186

Последващи преоценки на планове с дефинирани пенсионни доходи	-323	-931	0	0	0	0	0	0	0	0

Общ всеобхватен доход	11,326	9,678	7,396	5,895	12,268	17,904	22,026	20,449	18,779	19,186

Отчет за финансовото състояние	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Хил. лв
Енерго-Про Мрежи АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза

Дълготрайни материални и нематериални активи	431,610	401,066	379,940	364,195	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032	349,848
Финансови активи			46,159	46,159	46,159	46,159	46,159	46,159
Общо дълготрайни активи	431,610	401,066	426,099	410,354	400,722	380,304	372,191	371,827	336,032	349,848

Материални запаси	3,718	6,467	6,214	5,098	5,979	4,569	3,831	3,531	3,560	3,657
Вземания от свързани лица	51,219	63,517	24,182	15,529	16,714	15,299	14,830	15,117	15,305	15,857
Xxxxxxxxx и други вземания	7,192	5,406	26,105	25,151	3,310	3,008	2,943	2,998	3,033	3,131
Търговски вземания бруто		5,294			3,229	2,933	2,863	2,916	2,949	3,047
Провизии		1,291			788	715	698	711	719	743
Търговски вземания нето		4,003			2,442	2,218	2,165	2,205	2,230	2,304
Депозит		0			0	0	0	0	0	0
Други		1,403			869	790	778	794	803	827
Данъчни вземания	0	382	180	270	0	0	0	0	0	0
Пари и парични еквиваленти	3,402	48,175	16,477	34,506	71,561	91,960	95,083	90,316	121,074	107,287
Общо краткосрочни активи	65,531	123,947	73,158	80,554	97,565	114,837	116,686	111,962	142,972	129,931

Общо активи	497,141	525,013	499,257	490,908	498,286	495,141	488,876	483,789	479,005	479,779

Основен капитал	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318
Резерви	70,015	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890
Финансов резултат (с натрупване)	258,563	269,366	276,762	275,261	269,366	281,634	281,980	282,715	282,353	280,801
Финансов резултат от текущата година (вкл. друг всеобхватен доход)					12,268	17,904	22,026	20,449	18,779	19,186
Платени дивиденти					0	17,558	21,290	20,811	20,332	15,642
Собствен капитал	329,896	339,574	346,970	345,469	351,842	352,188	352,923	352,561	351,009	354,553

Отсрочени данъци	3,367	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375
Провизии по задължения за пенсиониране	1,564	2,668	2,628	2,605	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668
Провизии за задължения към персонала	188	190	168	146	190	190	190	190	190	190

Отчет за финансовото състояние	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Други провизии	19,059	17,356	17,352	17,091	17,102	16,826	16,544	15,444	14,344	13,244
Финансирания	326	320	314	311	0	0	0	0	0	0
Приходи за бъдещи периоди	60,305	56,560	54,236	52,800	51,117	45,044	39,694	35,575	32,744	31,659
Дългосрочни задължения	84,809	79,469	77,073	75,328	73,452	67,103	61,471	56,252	52,321	50,136

Търговски задължения	49,020	49,827	17,104	15,872	16,966	15,346	16,599	17,355	18,131	18,694
Заеми от свързани лица		0	0	0	0	0	0	0	0	0
Данъчни задължения	1,337	0	0	0	1,396	1,598	2,707	2,476	2,490	1,897
Провизии по задължения за пенсиониране	270	204	204	204	204	204	204	204	204	204
Провизии за задължения към персонала	470	380	1,048	534	380	380	380	380	380	380
Други провизии	23,588	47,094	48,393	45,036	45,111	49,319	45,273	45,172	45,072	44,972
Финансирания	19	12	12	12	0	0	0	0	0	0
Приходи за бъдещи периоди	7,732	8,453	8,453	8,453	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943
Краткосрочни задължения	82,436	105,970	75,214	70,111	72,992	75,850	74,482	74,975	75,675	75,090

Общо задължения и собствен капитал	497,141	525,013	499,257	490,908	498,286	495,141	488,876	483,789	479,005	479,779

Отчет за паричните потоци, хил лв.
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Нетна печалба за годината	9,678	12,268	17,904	22,026	20,449	18,779	19,186
Промяна в:
Дълготр. материални и нематериални активи	-30,544	-46,504	-20,418	-8,113	-364	10,365	13,815
Дългосрочни финансови активи	0	46,159	0	0	0	-46,159	0
Отсрочени данъчни активи	382	-382	0	0	0	0	0
Материални запаси	2,749	-488	-1,410	-739	-300	29	97
Вземания от свързани лица	12,298	-46,803	-1,415	-469	287	189	551
Търговски и други вземания	-1,786	-2,096	-302	-65	55	35	98
Краткосрочни търговски задължения	807	-32,861	-1,620	1,253	756	776	563
Провизии за пенсиониране	1,038	0	0	0	0	0	0
Провизии по задължения към персонала	-88	0	0	0	0	0	0
Заеми от свързани лица	0	0	0	0	0	0	0
Данъчни задължения	-2,329	1,396	202	1,109	-231	14	-593

Отчет за паричните потоци, хил лв.
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Други (провизии, финансирания, прих. за бъдещи периоди)	18,766	-7,530	-2,072	-9,363	-5,250	-4,022	-2,739

Изплатени дивиденти	0	0	17,558	21,290	20,811	20,332	15,642

Нетен паричен поток	44,773	23,386	20,400	3,122	-4,766	30,758	-13,787
Пари и парични еквиваленти в нач. на периода	3,402	48,175	71,561	91,960	95,083	90,316	121,074
Пари и парични еквиваленти в края на периода	48,175	71,561	91,960	95,083	90,316	121,074	107,287

6.2.5.2.2. Оптимистичен сценарий

Отчет за дохода	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Хил. лв
Енерго-Про Мрежи АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза

Продажби	398,533	373,737	128,527	173,245	231,360	211,481	208,431	213,299	215,748	222,478
Такси за разпределение	382,960	360,401	121,881	163,507	219,845	200,594	196,020	199,743	202,058	209,114
Приходи от продажба на мрежови компоненти		360,401	121,881		219,845	200,594	196,020	199,743	202,058	209,114
От свързани лица		321,343	101875
Нетен ефект от небаланси					-1,317	-2,061	-954	0	0	0
Услуги (свързване на нови абонати)	7,733	8,453	4,383	6,605	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943
Други приходи	7,841	4,883	2,263	3,133	3,896	3,943	4,046	4,167	4,292	4,421

Разходи	340,002	313,134	97,949	128,048	165,562	146,478	139,159	143,632	145,130	147,467
Покупка на енергия (технологични разходи)	94,962	91,242	43,916	50,510	58,290	27,491	27,397	26,577	25,843	25,467
Технологични загуби		91,242	43,916		58,290	27,491	27,397	26,577	25,843	25,467
Такси за мрежа високо напрежение	143,290	128,307	20,153	30,719	43,748	45,006	45,100	46,162	47,273	48,848
Административни разходи (без провизии)	81,002	71,824	32,672	48,992	65,761	70,049	70,989	72,094	73,214	74,351

Отчет за дохода	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Други разходи, нето (провизии)	20,748	21,760	1,208	-2,173	-2,238	3,932	-4,328	-1,201	-1,200	-1,200

Брутен марж (енергия)	144,708	140,851	57,812	82,278	117,806	128,097	123,523	127,004	128,942	134,798

Брутен марж, %	38%	39%	47%	50%	54%	64%	63%	64%	64%	64%

Печалба преди лихви, данъци и амортизации (EBITDA)	58,531	60,603	30,578	45,197	65,798	65,003	69,272	69,667	70,618	75,011

EBITDA марж, %	15%	16%	24%	26%	28%	31%	33%	33%	33%	34%

Амортизации	44,867	50,810	24,182	41,371	55,110	45,418	43,813	44,864	44,435	47,885

Печалба преди лихви и данъци (EBIT)	13,664	9,793	6,396	3,826	10,688	19,585	25,459	24,803	26,183	27,126

EBIT марж, %	3%	3%	5%		5%	9%	12%	12%	12%	12%

Финансови приходи/разходи, нето	-720	1858	1000	2069	2943	4026	4094	3851	888	656
Приходи от лихви		2291	863		0000	0000	0000	0000	650	418
Други финансови приходи		233	352		352	352	352	352	352	352
Разходи за лихви		-383	0		0	0	0	0	0	0
Разходи за лихви по провизии		-223	-186		-75	-85	-85	-85	-85	-85
Други финансови разходи		-60	-29		-29	-29	-29	-29	-29	-29

Данъци	1,295	1,043	0	0	1,363	2,361	2,955	2,865	2,707	2,778

Нетна печалба	11,649	10,609	7,396	5,895	12,268	21,250	26,597	25,789	24,364	25,004

Последващи преоценки на планове с дефинирани пенсионни доходи	-323	-931	0	0	0	0	0	0	0	0

Общ всеобхватен доход	11,326	9,678	7,396	5,895	12,268	21,250	26,597	25,789	24,364	25,004

Отчет за финансовото състояние	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Хил. лв
Енерго-Про Мрежи АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза

Дълготрайни материални и нематериални активи	431,610	401,066	379,940	364,195	354,562	334,145	326,031	325,667	336,032	349,848
Финансови активи			46,159	46,159	46,159	46,159	46,159	46,159
Общо дълготрайни активи	431,610	401,066	426,099	410,354	400,721	380,304	372,190	371,826	336,032	349,848

Материални запаси	3,718	6,467	6,214	5,098	5,979	4,589	3,851	3,561	3,591	3,694
Вземания от свързани лица	51,219	63,517	24,182	15,529	16,714	15,370	14,916	15,213	15,403	15,984
Търговски и други вземания	7,192	5,406	26,105	25,151	3,310	3,022	2,960	3,019	3,054	3,158
Търговски вземания бруто		5,294			3,229	2,947	2,879	2,934	2,968	3,072
Провизии		1,291			788	719	702	716	724	749
Търговски вземания нето		4,003			2,442	2,228	2,177	2,219	2,244	2,323
Депозит		0			0	0	0	0	0	0
Други		1,403			000	000	000	801	810	835
Данъчни вземания	0	382	180	270	0	0	0	0	0	0
Пари и парични еквиваленти	3,402	48,175	16,477	34,506	71,561	95,091	102,536	103,048	139,321	131,326
Общо краткосрочни активи	65,531	123,947	73,158	80,554	97,565	118,072	124,262	124,841	161,369	154,162

Общо активи	497,141	525,013	499,257	490,908	498,286	498,376	496,453	496,668	497,402	504,009



Основен капитал	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318
Резерви	70,015	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890
Финансов резултат (с натрупване)	258,563	269,366	276,762	275,261	269,366	281,634	285,325	290,633	295,610	299,643
Финансов резултат от текущата година (вкл. друг всеобхватен доход)					12,268	21,250	26,597	25,789	24,364	25,004
Платени дивиденти					0	17,558	21,290	20,811	20,332	15,642
Собствен капитал	329,896	339,574	346,970	345,469	351,842	355,533	360,841	365,818	369,851	379,213

Отсрочени данъци	3,367	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375

Отчет за финансовото състояние	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Провизии по задължения за пенсиониране	1,564	2,668	2,628	2,605	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668
Провизии за задължения към персонала	188	190	168	146	190	190	190	190	190	190
Други провизии	19,059	17,356	17,352	17,091	17,102	16,826	16,544	15,444	14,344	13,244
Финансирания	326	320	314	311	0	0	0	0	0	0
Приходи за бъдещи периоди	60,305	56,560	54,236	52,800	51,117	45,044	39,694	35,575	32,744	31,659
Дългосрочни задължения	84,809	79,469	77,073	75,328	73,452	67,103	61,471	56,252	52,321	50,136

Търговски задължения	49,020	49,827	17,104	15,872	16,966	15,235	16,258	16,977	17,686	18,265
Заеми от свързани лица		0	0	0	0	0	0	0	0	0
Данъчни задължения	1,337	0	0	0	1,396	1,598	2,707	2,476	2,490	1,897
Провизии по задължения за пенсиониране	270	204	204	204	204	204	204	204	204	204
Провизии за задължения към персонала	470	380	1,048	534	380	380	380	380	380	380
Други провизии	23,588	47,094	48,393	45,036	45,111	49,319	45,273	45,172	45,072	44,972
Финансирания	19	12	12	12	0	0	0	0	0	0
Приходи за бъдещи периоди	7,732	8,453	8,453	8,453	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943
Краткосрочни задължения	82,436	105,970	75,214	70,111	72,992	75,739	74,141	74,597	75,230	74,660

Общо задължения и собствен капитал	497,141	525,013	499,257	490,908	498,286	498,376	496,453	496,668	497,402	504,009

Отчет за паричните потоци, хил лв.
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Нетна печалба за годината	9,678	12,268	21,250	26,597	25,789	24,364	25,004
Промяна в:
Дълготр. материални и нематериални активи	-30,544	-46,504	-20,418	-8,113	-364	10,365	13,815
Дългосрочни финансови активи	0	46,159	0	0	0	-46,159	0
Отсрочени данъчни активи	382	-382	0	0	0	0	0
Материални запаси	2,749	-488	-1,390	-738	-290	29	103
Вземания от свързани лица	12,298	-46,803	-1,344	-455	297	191	580
Търговски и други вземания	-1,786	-2,096	-288	-62	60	35	104
Краткосрочни търговски задължения	807	-32,861	-1,731	1,000	000	000	578
Провизии за пенсиониране	1,038	0	0	0	0	0	0
Провизии по задължения към персонала	-88	0	0	0	0	0	0

Отчет за паричните потоци, хил лв.
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Заеми от свързани лица	0	0	0	0	0	0	0
Данъчни задължения	-2,329	1,396	202	1,109	-231	14	-593
Други (провизии, финансирания, прих. за бъдещи периоди)	18,766	-7,530	-2,072	-9,363	-5,250	-4,022	-2,739

Изплатени дивиденти	0	0	17,558	21,290	20,811	20,332	15,642

Нетен паричен поток	44,773	23,386	23,530	7,445	512	36,273	-7,995
Пари и парични еквиваленти в нач. на периода	3,402	48,175	71,561	95,091	102,536	103,048	139,321
Пари и парични еквиваленти в края на периода	48,175	71,561	95,091	102,536	103,048	139,321	131,326

6.2.5.2.3. Песимистичен сценарий

Отчет за дохода	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Хил. лв
Енерго-Про Мрежи АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза

Продажби	398,533	373,737	173,245	97,964	231,360	209,977	206,141	210,248	212,719	218,756
Такси за разпределение	382,960	360,401	163,507	97,964	219,845	199,075	193,719	197,256	199,589	205,959
Приходи от продажба на мрежиови компоненти		360,401		97,964	219,845	199,075	193,719	197,256	199,589	205,959
От свързани лица		321,343
Нетен ефект от небаланси					-1,317	-2,046	-943	-564	-560	-567
Услуги (свързване на нови абонати)	7,733	8,453	6,605		8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943
Други приходи	7,841	4,883	3,133		3,896	3,943	4,046	4,167	4,292	4,421

Разходи	340,002	313,134	128,048	71,058	165,562	149,965	145,086	150,498	153,076	155,826
Покупка на енергия (технологични разходи)	94,962	91,242	50,510	14,374	58,290	28,450	30,227	30,463	30,723	31,070
Технологични загуби		91,242		14,374	58,290	28,450	30,227	30,463	30,723	31,070
Такси за мрежа високо напрежение	143,290	128,307	30,719	23,595	43,748	45,034	45,697	46,642	47,838	49,104
Административни разходи (без провизии)	81,002	71,824	48,992	33,089	65,761	72,549	73,489	74,594	75,714	76,851
Други разходи, нето (провизии)	20,748	21,760	-2,173		-2,238	3,932	-4,328	-1,201	-1,200	-1,200

Отчет за дохода	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Брутен марж (енергия)	144,708	140,851	82,278	59,994	117,806	125,591	117,795	120,151	121,028	125,784

Брутен марж, %	38%	39%	50%	61%	54%	63%	61%	61%	61%	61%

Печалба преди лихви, данъци и амортизации (EBITDA)	58,531	60,603	45,197	26,905	65,798	60,012	61,055	59,750	59,644	62,930

EBITDA марж, %	15%	16%	26%		28%	29%	30%	28%	28%	29%

Амортизации	44,867	50,810	41,371	30,928	55,110	45,418	43,813	44,864	44,435	47,885

Печалба преди лихви и данъци (EBIT)	13,664	9,793	3,826	-4,023	10,688	14,594	17,242	14,886	15,209	15,046

EBIT марж, %	3%	3%		-4%	5%	7%	8%	7%	7%	7%

Финансови приходи/разходи, нето	-720	1858	2069	0	2943	4026	4041	3746	764	568
Приходи от лихви		2291			2695	3788	3803	3508	526	330
Други финансови приходи		233			352	352	352	352	352	352
Разходи за лихви		-383			0	0	0	0	0	0
Разходи за лихви по провизии		-223			-75	-85	-85	-85	-85	-85
Други финансови разходи		-60			-29	-29	-29	-29	-29	-29

Данъци	1,295	1,043	0		1,363	1,862	2,128	1,863	1,597	1,561

Нетна печалба	11,649	10,609	5,895	-4,023	12,268	16,758	19,155	16,769	14,375	14,052

Последващи преоценки на планове с дефинирани пенсионни доходи	-323	-931	0		0	0	0	0	0	0

Общ всеобхватен доход	11,326	9,678	5,895	-4,023	12,268	16,758	19,155	16,769	14,375	14,052

Отчет за финансовото състояние	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Хил. лв
Енерго-Про Мрежи АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза

Дълготрайни материални и нематериални активи	431,610	401,066	379,940	364,195	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032	349,848
Финансови активи			46,159	46,159	46,159	46,159	46,159	46,159
Общо дълготрайни активи	431,610	401,066	426,099	410,354	400,722	380,304	372,191	371,827	336,032	349,848

Материални запаси	3,718	6,467	6,214	5,098	5,979	4,557	3,809	3,510	3,540	3,632
Вземания от свързани лица	51,219	63,517	24,182	15,529	16,714	15,254	14,740	15,023	15,215	15,743
Търговски и други вземания	7,192	5,406	26,105	25,151	3,310	2,999	2,926	2,980	3,015	3,109
Търговски вземания бруто		5,294			3,229	2,924	2,846	2,898	2,932	3,025
Провизии		1,291			788	713	694	707	715	738
Търговски вземания нето		4,003			2,442	2,211	2,152	2,191	2,217	2,288
Депозит		0			0	0	0	0	0	0
Други		1,403			869	788	774	789	799	821
Данъчни вземания	0	382	180	270	0	0	0	0	0	0
Пари и парични еквиваленти	3,402	48,175	16,477	34,506	71,561	91,011	91,603	83,354	109,912	91,153
Общо краткосрочни активи	65,531	123,947	73,158	80,554	97,565	113,821	113,078	104,868	131,683	113,637

Общо активи	497,141	525,013	499,257	490,908	498,286	494,125	485,269	476,695	467,715	463,484



Основен капитал	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318	1,318
Резерви	70,015	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890	68,890
Финансов резултат (с натрупване)	258,563	269,366	276,762	275,261	269,366	281,634	280,834	278,698	274,656	268,699
Финансов резултат от текущата година (вкл. друг всеобхватен доход)					12,268	16,758	19,155	16,769	14,375	14,052
Платени дивиденти					0	17,558	21,290	20,811	20,332	15,642
Собствен капитал	329,896	339,574	346,970	345,469	351,842	351,042	348,906	344,864	338,907	337,318

Отсрочени данъци	3,367	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375
Провизии по задължения за пенсиониране	1,564	2,668	2,628	2,605	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668

Отчет за финансовото състояние	2012	2013	06-14	09-14	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Хил. лв
Енерго-Про Мрежи АД	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Отчетна ст-т	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза	Прогноза
Провизии за задължения към персонала	188	190	168	146	190	190	190	190	190	190
Други провизии	19,059	17,356	17,352	17,091	17,102	16,826	16,544	15,444	14,344	13,244
Финансирания	326	320	314	311	0	0	0	0	0	0
Приходи за бъдещи периоди	60,305	56,560	54,236	52,800	51,117	45,044	39,694	35,575	32,744	31,659
Дългосрочни задължения	84,809	79,469	77,073	75,328	73,452	67,103	61,471	56,252	52,321	50,136

Търговски задължения	49,020	49,827	17,104	15,872	16,966	15,476	17,009	17,958	18,943	19,635
Заеми от свързани лица		0	0	0	0	0	0	0	0	0
Данъчни задължения	1,337	0	0	0	1,396	1,598	2,707	2,476	2,490	1,897
Провизии по задължения за пенсиониране	270	204	204	204	204	204	204	204	204	204
Провизии за задължения към персонала	470	380	1,048	534	380	380	380	380	380	380
Други провизии	23,588	47,094	48,393	45,036	45,111	49,319	45,273	45,172	45,072	44,972
Финансирания	19	12	12	12	0	0	0	0	0	0
Приходи за бъдещи периоди	7,732	8,453	8,453	8,453	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943
Краткосрочни задължения	82,436	105,970	75,214	70,111	72,992	75,980	74,892	75,578	76,487	76,030

Общо задължения и собствен капитал	497,141	525,013	499,257	490,908	498,286	494,125	485,269	476,695	467,715	463,484

Отчет за паричните потоци, хил лв.
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Нетна печалба за годината	9,678	12,268	16,758	19,155	16,769	14,375	14,052
Промяна в:
Дълготр. материални и нематериални активи	-30,544	-46,504	-20,418	-8,113	-364	10,365	13,815
Дългосрочни финансови активи	0	46,159	0	0	0	-46,159	0
Отсрочени данъчни активи	382	-382	0	0	0	0	0
Материални запаси	2,749	-488	-1,423	-748	-299	30	92
Вземания от свързани лица	12,298	-46,803	-1,461	-513	283	192	527

Отчет за паричните потоци, хил лв.
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Търговски и други вземания	-1,786	-2,096	-311	-74	55	35	93
Краткосрочни търговски задължения	807	-32,861	-1,490	1,533	949	985	692
Провизии за пенсиониране	1,038	0	0	0	0	0	0
Провизии по задължения към персонала	-88	0	0	0	0	0	0
Заеми от свързани лица	0	0	0	0	0	0	0
Данъчни задължения	-2,329	1,396	202	1,109	-231	14	-593
Други (провизии, финансирания, прих. за бъдещи периоди)	18,766	-7,530	-2,072	-9,363	-5,250	-4,022	-2,739

Изплатени дивиденти	0	0	17,558	21,290	20,811	20,332	15,642

Нетен паричен поток	44,773	23,386	19,451	592	-8,249	26,558	-18,758
Пари и парични еквиваленти в нач. на периода	3,402	48,175	71,561	91,011	91,603	83,354	109,912
Пари и парични еквиваленти в края на периода	48,175	71,561	91,011	91,603	83,354	109,912	91,153

6.2.6. Избор на методи за определяне на справедливата стойност на акцията

Формираме оценка за справедливата стойност на акциите на дружеството на база метода на дисконтираните парични потоци към дружеството (ДППД), метода на пазарните множители на дружества-аналози (ПМДА), както и на база нетната стойност на активите на дружеството (НСА). Изготвена е и оценка според ликвидационната стойност, но поради значително по-ниската оценка според този метод, той не е включен в калкулациите за финанлната оценка на справедливата стойност на дружеството, а има илюстративно приложение.

6.2.6.1. Описание на прилаганите методи

Представяме описание на използваните оценъчни методи. Приложените методи са ДППД, XXXX и НСА. ПМДА и НППФ оценяват компанията на принципа на действащо предприятие, докато НСА представлява оценка на компанията на база стойността на нейните активи. Като референция е представена и оценка на компанията според ликвидационната й стойност.

6.2.6.2. ДППД

При този подход бъдещите икономически ползи от даден проект, компания или дялово участие се свеждат до стойност към настоящия момент на база дисконтиране на тези ползи посредством изискуема норма на доходност, която отразява както пазарния стандарт за подобно ниво на риск, така и индивидуалните рискови характеристики на конкретния проект, компания или дялово участие. По този начин методът отчита в най-голяма степен индивидуалните характеристики на оценявания актив и уникалните му перспективи за развитие, поради което е особено подходящ за оценка на активи (проект, компания или дялово участие) с по-висока степен на уникалност и/или чиито перспективи за развитие се различават по-значително от тези на неговите аналози. Тези различия може да се дължат както на екзогенни (пазарна среда, регулаторна среда, стопански сектор и др.), така и на ендогенни фактори (ефективност на дейността, мениджмънт и др.).

Обикновено като дисконтирани икономически ползи се възприемат нетната печалба или нетните парични потоци.

Първият вариант е по-често приложим за финансови компании, където паричният поток може да се разглежда по-скоро като ресурс за дейността и е в по-ниска степен идентифицируем с крайните икономически ползи за акционерите.

Дисконтирането на нетните парични потоци е характерен оценъчен метод за нефинансовите компании. Съществуват два варианта на моделиране оценката на база ДПП чрез използване на нетни парични потоци: свободни парични потоци към собствения капитал (free cash flow to equity, FCFE, или СППК), или свободни парични потоци към фирмата (free cash flow to firm, FCFF, или СППФ). В първия случай се използва цялостния паричен поток на предприятието, формиран с отчитане потоците по финансиране на бизнеса. Във втория се използват паричните потоци без отчитане на потоците по финансиране.

В настоящата оценка използваме втория вариант. По този начин се получава оценка на активите на фирмата, която след това се коригира със стойността на нейните задължения. Смятаме, че този вариант е по-подходящ за настоящата оценка, защото този метод в по-малка степен се влияе от изменения в счетоводната политика и еднократни положителни или отрицателни ефекти в дейността

на дружеството - обект на търговото предложение. Освен това, при този подход активите се оценяват изцяло на база основната дейност на предприятието, което прави паричните потоци по-съпоставими с използвания дисконтов процент (вж. по-долу).

Дисконтират се свободните парични потоци в рамките на т.нар. прогнозен период. Настоящата оценка е извършена на база 5-годишен прогнозен период от края на 2014 г. до 2019 г. Дисконтирането се извършва към 27.01.2015 г. Нетните парични потоци след 2015 г. са дисконтирани към тази дата, а потокът за четвъртото тримесечие на 2014 г. не се дисконтира. Тъй като моделът оценява дружеството - обект на търговото предложение (респективно неговите акции) като действащо предприятие, той също оценява сумарната стойност на паричните потоци след края на прогнозния период, или това е т. нар. терминална стойност. Тя се изчислява по формулата:

Терминална стойност = Терминален Свободен ПП/(дисконтов процент – постоянен темп на нарастване на ПП)

Съществуването на постоянен във времето терминален ръст е оправдано най-малко поради наличието на инфлация в дългосрочен план. За него допринася и прирастът в бизнеса на дружеството - обект на търговото предложение, който може да се очаква, че ще бъде подкрепян от икономическия растеж.

Терминалният свободен паричен поток се изчислява по формулата:

Терминален Свободен ПП = Свободен ПП2019 x (1+ постоянен темп на нарастване на ПП)

Двата варианта на прилагане на ДПП според вида на използваните парични потоци се свързва и с употребата на съответната им норма на дисконтиране. Когато се използват СППК, привеждането им в стойност към настоящия момент се извършва посредством цената на капитала (cost of equity, COE, или ЦК). Тя представлява изискуемата възвръщаемост на инвестициите в собствен капитал за съответното ниво на риск. При използване на СППФ, нормата за дисконтиране е среднопретеглената цена на капитала (weighted average cost of capital, WACC, или СПЦК). СПЦК представлява среднопретеглената доходност по капиталовия микс на фирмата, където доходността на нейните задължения и изискуемата доходност на собствения й капитал се претеглят със съответния дял на двата източника на финансиране в капиталовия микс.

6.2.6.3. НСА

По този подход дружеството - обект на търговото предложение се оценява на база стойността на нейните активи, намалена със стойността на задълженията й.

Нетната стойност на активите няма пряка връзка с бъдещите икономически ползи.

6.2.6.4. ПМДА

Според метода на пазарните множители на дружествата аналози, справедливата стойност на акцията се определя на база съотношението на справедливата стойност (пазарна цена или цена на сделка, вж. по-долу) към определен показател за дружеството - обект на търговото предложение (или т.нар.

„пазарни множители”):

• Нетни продажби: В случая приложими са множителите P/S – цена на акция / продажби на една акция и EV/S – „стойност на фирмата” (enterprise value)7 / нетни продажби;

7 „Стойността на фирмата” (enterprise value) представлява сума от пазарната стойност на дълга на една компания и пазарната стойност на собствения й капитал (или пазарната капитализация), намалена с парите в наличност и паричните еквиваленти. Това всъщност представлява сумарната стойност, която инвеститор придобиващ предприятието, трябва да заплати, за да удовлетвори правата на всички заинтересовани лица (акционери, кредитори, държавни ведомства, социално- и пенсионноосигурителни фондове, в т.ч. и по

• Печалба преди лихви, данъци и амортизации: ЕV/EBITDA – „стойност на фирмата” / печалба преди лихви, данъци и амортизации;

• Чиста печалба: P/E – цена на акция / чиста печалба на акция;

• Собствен капитал: P/B – цена на акция / собствен капитал на акция;

• Печалба преди лихви и данъци: P/EBIT (earnings before interest and taxes) – цена на акция / печалба преди лихви и данъци на акция;

• Оперативна печалба (печалба преди лихви, данъци и амортизация): EV/EBITDA (earnings before interest, tax, depreciation and amortization) – „стойност на фирмата” на акция / оперативна печалба на акция;

• Нетен паричен поток за фирмата или нетен паричен поток към собствен капитал: съответно P/FCFF – пазарна капитализация / нетен паричен поток за фирмата (може да се изчисли и на акция) – или, P/FCFE – цена на акция / нетен паричен поток към собствен капитал на една акция.

• Всички от гореизброените множители могат да се калкулират и на база „цялостна стойност на предприятието”, като вместо цена на акция и стойност на фирмата на акция се използват респективно пазарна капитализация и стойност на фирмата.

Оценката за справедливата стойност на акциите на дружеството - обект на търговото предложение се получава, като избраният показател за дружеството - обект на търговото предложение (на пример нетна печалба н акция) се умножи със съответстващия му пазарен множител (примерно Р/Е).

6.2.6.5. Ликвидационна стойност на дружеството - обект на търговото предложение

Ликвидационната стойност показва каква би била оценката на една компания на база на ликвидиране на нейните активи в кратък срок, след приспадането на нейните задължения и разходите по ликвидацията.

По този начин активите на предприятието се оценяват по пазарна цена минус отбив поради бързата ликвидация. В същото време, стойността на някои задължения също може да претърпи корекция (данъчни задължения, елиминиране на провизии и пр.). Може да се очаква значителна корекция надолу в стойността на вземанията, някои нематериални активи и някои текущи активи.

На тази база може да се заключи, че ликвидационната стойност представлява своеобразна долна граница за оценката на едно дружество – тя показва какво биха получили акционерите при ликвидиране на компанията и разпродаване на нейните активи в относително кратък срок.

Предвид лицензионния характер на дейността на дружеството – обект на търгово предложение, ликвидационната стойност е повлияна от разпоредбите на ЗЕ, които предвиждат продължаване на дейността, назначаване на особен управител и прехвърляне на лицензионната дейност на друг лицензиант. Доколкото основната част от активите на дружеството - обект на търгово предложение, са обвързани с лиценза му, издаден на база на специфични активи, ако те изобщо могат да бъдат прехвърлени на лице, което няма лицензия за същата дейност не могат да имат стойността, по която се водят в дружеството (или друг лицензиант). Сделките с такива активи се одобряват от XXXX, а съгласно чл. 60 ЗЕ несъстоятелността на такъв лицензиант се урежда с отделен закон (какъвто не е приет).

собствени пенсионноосигурителни схеми на компанията и пр.). От друга страна, този показател отразява пазарната стойност на активите на фирмата, които са инвестирани в дейността й.

6.2.7. Резултати от различните методи на оценка

6.2.7.1. Резюме8

Формираме оценка за справедливата стойност на акциите на дружеството на база метода на дисконтираните парични потоци към дружеството (ДППД), метода на пазарните множители на дружества-аналози (ПМДА), както и на база нетната стойност на активите на дружеството (НСА). Изготвена е и оценка според ликвидационната стойност на дружеството, но поради много по-ниската й стойност, тя не участва при формирането на справедливата стойност на акциите на дружеството според общоприети оценъчни методи, а има илюстративно приложение.

Оценката е разработена на база три сценария за развитието на предприятието (и респективно за формиране на неговата стойност): базов, оптимистичен и песимистичен, със съответстващите им оценки според ДППД. Оценката на база метода на ПМДА почива на база текущи пазарни множители (изчислени на база цената на затваряне на акциите за 26.01.2015 г.) и базисни финансови показатели (на база данните от официалните финансови отчети към 30.09.2014 г. и/или към 30.09.2013 г. и 31.12.2013 г., където са изчислявани финансови данни за последните 12 месеца към 30.09.2014 г., вж по-долу). Оценката според НСА е изготвена на база официалните отчети на предприятието към 30.09.2014 г.

Според предписанията на Наредбата 41, по отношение на метода на оценка на базата на дисконтирани парични потоци, изготвяме три сценария за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение – базов, оптимистичен и песимистичен.

Оценката е направена по два метода, оценяващи дружеството - обект на търговото предложение като действащо предприятие (ДППД и сравнение с компании-аналози) и по един метод, оценяващ дружеството на база активи (НСА).

Обосновка на използваните тегла

8 За детайлно представяне на оценката на справедливата стойност на акциите на компанията според различните методи, както и детайлна обосновка, вж. съответната секция по-долу.

в практиката, но в случая той е особено приложим, понеже не съществуват много близки компании- аналози, търгувани на регулиран пазар. Освен това, поради факта, че активите на дружеството са свързани с конкретна лицензионна дейност, осъществявана на конкретна територия, тяхната реализируема стойност е тясно свързана с постиганите финансови резултати от тази дейност, а най- подходящият оценъчен метод, който отчита очакваните резултати от дейността, е именно методът на дисконтираните парични потоци.

Този метод позволява да се отчете в пълна степен ефекта от действието на максимален брой фактори, които определят бъдещите финансови резултати на едно дружество и да се заложат различни вероятности за развитието на тези променливи. За целта сме формулирали три сценария за развитието на дружеството – оптимистичен, песимистичен и базов. Основните групи фактори, които оказват влияние върху дейността на дружеството са пазарната конюнктура, регулаторната рамка и микро-факторите, вътрешни за дружеството. Методът на дисконтираните парични потоци ни дава възможност да моделираме и трите групи, както и съвместния им ефект. Разработени са сценарии за развитието на пазара на електроенергия в страната, а в оптимистичния и песимистичния сценарий са заложени и възможности за промени в регулаторната рамка. Що се отнася до вътрешните фактори, методът позволява да се отчете в пълен размер ефекта от очакваните промени в приходите и разходите, ефекта от планираните инвестиции и др. Резултатите от модела са надеждни понеже са базират на калкулирането на справедливата стойност като директен резултат от тези параметри, конкретни за даденото дружество, без върху този процес да оказват влияние фактори като моментна конюнктура на фондовия пазар или отчитане на неспецифични за дружеството особености, които са присъщи за негови дружества -аналози, например. В същото време методът отчита и очакванията за бъдещото състояние на нетните му активи, от което зависи цената, която инвеститорите са готови да заплатят за тях в момента. Методът позволява да се отчете експлицитно и нивото на риск на дружеството, нивото на риск на паричните му потоци в зависимост от очакваните промени в дружеството и отдалечеността на потоците във времето, което не е присъщо на другите методи на оценка.

нисколиквидна (въпреки че една трета от акциите се притежават от миноритарни акционери). . За периода 26.10.2014 г – 26.01.2015 г. на борсата са изтъргувани по-малко от 0.01% от акциите на „ЧЕЗ Разпределение България АД” и следователно не може да се каже, че те се търгуват активно. Това не дава достатъчно сигурност в обективността на формираните на база пазарната цена пазарни множители. Всичко това силно ограничава възможността методът да бъде приложен с високо тегло. За да адресираме недостатъка, свързан с ниската ликвидност на акциите на дружеството-аналог, сме включили в оценката според този метод и SC Electrica SA, Румъния. Това дружество може да се приеме за аналог на оценяваното дружество, тъй като Румъния и България се намират на сходно равнище на икономическо развитие, членки са на ЕС от един и същи момент, което предполага тенденция към сходство в законадателствата. В същото време Румънският фондов пазар е по- ликвиден от Българския, което ни позволява да балансираме евентуалния изкривяващ ефект, който по-ниската ликвидност на българската фондова борса би могла да има при формиране на оценката. Въпреки че румънското дружество инкорпорира в себе си и функцията на краен снабдител, по- голямата част от резултатите му се формират от дейността разпределение на електроенергия, което ни дава основание да го използваме като аналог, подхождайки към метода на сравнение с компании- аналози предпазливо (виж по-долу за детайлно представяне на SC Electrica SA). Според нас не е целесъобразно да се ползват компании-аналози от икономики и юрисдикции в голяма степен отдалечени от българската (глобални средни пазарни множители на дружества-аналози или такива за развити страни, възникващи пазари и пр.) поради големите различия в пазарната и регулаторната среда, а регулациите са особено важни за сектора, в който оперира оценяваното дружество. От друга страна, акциите на дружеството-обект на търгово предлагане се търгуват на същия пазар, както и

От казаното до тук можем да заключим, че методът на сравнение с дружества аналози крие рискове относно обективността на оценката, получена чрез него. В същото време в оценката е използвано най-близкото българско дружество-аналог, търгувано на регулиран пазар, а включването и на румънско дружество-аналог ни позволява да адресираме проблема с ниската ликвидност на българския фондов пазар. Мтодът дава възможност да се използва добър коректив на оценката на база общите очаквания на пазарните учатници за развитието на сектора и дружеството. Поради тези причини вярваме, че методът следва да бъде приложен, но със значително по-ниско тегло от метода на дисконтираните парични потоци. Използваме 15%.

за бъдещето обаче са основният критерий, според който инвеститорите взимат решения за вложенията си, а от калкулациите по метода на Дисконтираните парични потоци се вижда, че оценено на база очакваните бъдещи потоци, дружеството-обект на търгово предлагане има по-ниска стойност - има съществена разлика между „моментната снимка” на стойността на дружеството (като се отчитат и всички по-големи или по-малки разминавания между балансовата стойност на активите и тяхната реализируема/възстановима стойност) и очакванията за бъдещите ползи за инвеститорите в акциите на дружеството. Според финансовата теория, когато дружеството генерира възвръщаемост на собствения капитал по-ниска от очакваната (равна на цената на собствения капитал за дружеството), какъвто е случаят с оценяваното дружество, справедливата стойност на нетните му активи е по-ниска от балансовата. Всичко това методът на нетната стойност на активите не отчита.

Оценка на справедливата цена на акция

	Енерго-Про Мрежи АД
	Цена на акция, лв
	Метод	ДППФ	Сравнение с компании- аналози	Нетни активи на акция	Ликвидационна стойност на акция
Сценарии	Оптимистичен	190.881
	Песимистичен	26.601
	Базов	99.575	196.025	262.116	137.813

	Тегла на методите	0.55	0.15	0.30	0.00

	Тегла на сценариите
	Оптимистичен	0.16
	Песимистичен	0.16
	Базов	0.68

Оценка според метода

102.508

196.025

262.116

137.813

Оценка на

справедливата стойност на акцията

164.418

6.2.7.2. Дисконтирани парични потоци

6.2.7.2.1. Оценка на паричните потоци

Използват се свободни парични потоци към фирмата. За прогнозен период избираме 2014 г. – 2019 г.

Сумата от настоящата стойност на бъдещите парични потоци и терминалната стойност оценява активите, ангажирани в дейността на предприятието. Освен тези активи, дружеството е предоставило и депозит, а притежава и облигации. С цел по-коректното оценяване, потоците по тези два актива са изключени от калкулациите по метода, а стойността на тези активи се прибавя към получената сума на настоящата стойност на паричните потоци след тази корекция и настоящата стойност на терминалната стойност.

Дружеството е предоставило депозит на стойност 19 588 хил. лв при лихва от 4.25% на година, който падежира на 17.12.2014 г. Това е актив, който не е ангажиран в основната му дейност, за това е по- коректно да бъде оценен отделно, след което стойността му да бъде прибавена към резултата от оценката по метода на дисконтираните парични потоци. Този актив е включен в оценката с номиналната си стойност заедно с текущо-начислените до датата на отчета лихви.

По същия начин изключваме от оценката и притежаваните от дружеството облигации. Добавяме стойността й към оценката според метода, като допускаме, че стойността им е равна на текущата им балансова стойност, заедно с текущо-начислените към момента лихви (облигациите са закупени по номинал според информация от Предложителя).

Методът на ДППД свежда към настоящата им стойност икономическите ползи към активите на фирмата без да се отчита структурата на финансиране. Към източниците на финансиране на фирмата се причисляват не само финансовите задължения, но също така различни провизии и др. задължения, защото те са дължими от предприятието и чрез тях то финансира своята дейност, понеже те стоят зад наличности, които все още не са напуснали предприятието, но това ще се случи в един бъдещ момент. Поради това не включваме тяхната стойност при изчисляване на паричните потоци за целта на оценката и включваме тяхната цена при определянето на СПЦК. Следователно, от така получената оценка на справедливата стойност на активите, следва да се извади стойността на тези задължения към 30.09.2014 г.

Представената в прогнозните счетоворни отчети печалба преди лихви и данъци (EBIT) не съдържа в себе си финансови приходи и разходи. За да се получи обаче коректна оценка на справедливата стойност на дружеството по метода на дисконтираните парични потоци към дружеството, паричните потоци следва да изключват единствено потоците по финансирането. За да може от печалбата преди лихви и данъци (EBIT) със счетоводна цел да се получи EBIT като база за изчисляване на нетните парични потоци с цел прилагането на метода на дисконтираните парични потоци, към счетоводната EBIT следва да се прибавят финансовите приходи (без приходите от лихви по притежаваната от дружеството облигация и депозит, понеже тези активи се оценяват отделно) и да се извадят другите финансови разходи (които не включват разходите за лихви, понеже те са поток по финансирането).

Финансовите приходи, с които се коригира счетоводната EBIT включват лихвените приходи по касовите наличности и други финансови приходи. Финансовите доходи извън тези по облигацията и

депозита и другите финансови разходи за 2014 г. се прогнозират на база отчетните данни към м. септември 2014 г. като не се очакват значителни изменения до края на 2014 г.

Както е посочено и в търговото предложение, другите финансови приходи и другите финансови разходи се приема, че ще поддържат константна стойност до края на прогнозния период и при трите сценария на оценка. Облигацията е закупена през м. май 2014 г. и има плаващ лихвен процент, равен на 12-месечния EURIBOR+5.5, платима е през 2018 г., а общият държан от дружеството номинал е 23 милиона евро. Депозитът е сключен през м. юни 2014 г. и има лихвен % от 4.25. Падежира през м. декември 2014 г. Балансовата му стойност към м. ептември 2014 г. е 19 802 хил лв. На тази база се оценява лихвения доход по облигацията и депозита за периода 2015-2019 г. (където е приложимо, той участва във формирането на прогнозния лихвен доход на дружеството, но той не се използва при корекцията на EBIT поради посочената по-горе причина). По този начин се изчислява и доходът от лихви по облигацията и депозита към септември 2014 г. Той се изважда от общия лихвен доход според финансовия отчет за 9/2014 г., за да се получи оценка за лихвения доход от касовите наличности. Така за периода 12/2013 г. - 9/2014 г. се получава среден процент на лихвения доход от касови наличности от 1.95%. И при трите сценария, за да се прогнозират лихвените доходи от касови наличности за 2015 г.-2019 г. се допуска, че лихвените проценти по касовите наличности ще намаляват плавно през равни интервали от калкулираното равнище за 9/2014 г.-12/2013 г., достигайки до 0.3% през 2019 г. Както е указано в търговото предложение, така прогнозираните лихвени проценти се отнасят към касовите наличност в началото на съответната година, за да се калкулират прогнозните стойност за лихвения доход от касови наличности, който участва в коригирането на EBIT със счетоводна цел.

Таблицата по-долу представя получаването на EBIT която служи като база за изчисляване на прогнозните парични потоци за целите на оценката, представена по-долу, от EBIT в прогнозните финансови отчети (стр. 49, 53 и 57), по сценарии на оценка:

	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Базов сценарий
EBIT (Печалба преди лихви и данъци)	10,688	15,867	20,420	18,942	20,058	20,717
Приходи от лихви от парични наличности (+)	609	1,162	1,189	914	570	363
Други финансови приходи (+)	352	352	352	352	352	352
Други финансови разходи (-)	29	29	29	29	29	29
EBIT за изчисляване на паричните потоци	11,620	17,352	21,932	20,179	20,951	21,403

Песимистичен сценарий
EBIT (Печалба преди лихви и данъци)	10,688	14,594	17,242	14,886	15,209	15,046
Приходи от лихви от парични наличности (+)	609	1,162	1,176	881	526	330
Други финансови приходи (+)	352	352	352	352	352	352
Други финансови разходи (-)	29	29	29	29	29	29
EBIT за изчисляване на паричните потоци	11,620	16,079	18,741	16,090	16,058	15,698

Оптимистичен сценарий
EBIT (Печалба преди лихви и данъци)	10,688	19,585	25,459	24,803	26,183	27,126
Приходи от лихви от парични наличности (+)	609	1,162	1,229	986	650	418
Други финансови приходи (+)	352	352	352	352	352	352
Други финансови разходи (-)	29	29	29	29	29	29
EBIT за изчисляване на паричните потоци	11,620	21,070	27,011	26,112	27,156	27,867

В таблиците по-долу е представено изчисляването на нетните парични потоци, използвани за целите на оценката за трите сценария. За всеки сценарий, започваме с таблица, представяща в по-агрегиран вид нетните парични потоци, след което в най-голям детайл е представено формирането на нетния оборотен капитал и измененията в него, измененията в дългосрочните вземания и задължения, както и инвестициите и амортизациите.

Базов сценарий

Нетни парични потоци към фирмата (НППФ), хил. лв
	9-м 2014	4то трим. 2014	2015	2016	2017	2018	2019
Печлба преди лихви и данъци (EBIT, коригирана)	4,714	6,906	17,352	21,932	20,179	20,951	21,403
Данъци	471	691	1,735	2,193	2,018	2,095	2,140
Промяна в:
Дълготр. материални и нематериални активи	-36,871	-9,632	-20,418	-8,113	-364	10,365	13,815
Дългосрочни финансови активи*	0	0	0	0	0	0	0
Отсрочени данъчни активи	-112	-270	0	0	0	0	0
Материални запаси	-1,369	881	-1,410	-739	-300	29	97
Вземания от свързани лица	-47,988	1,185	-1,415	-469	287	189	551
Търговски и други вземания*	39,547	-2,039	-302	-65	55	35	98
Краткосрочни търговски задължения	-33,955	1,094	-1,620	1,253	756	776	563
НППФ	17,081	17,184	37,542	30,378	19,238	9,015	5,264
В т.ч. изменения в нетния оборотен капитал, вкл. парични наличности	-7,534	14,129	14,415	3,216	-5,217	30,310	-12,455
дивиденти			17,558	21,290	20,811	20,332	15,642

Нетен оборотен капитал, изменения в нетния оборотен капитал, дългосрочни вземания

Нетен оборотен капитал

Прогноза

Бележки

Енерго-Про Мрежи АД

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Материални запаси като % от

продажбите

1.73

2.58

2.17

1.85

1.67

1.66

Според очакванията на Предложителя

Вземания от св. лица като % от такса

разпределение

17.62

7.60

7.66

7.61

7.62

7.64

Според очакванията на Предложителя

Брутни търг. вземания като % от такса разпределение

1.47

На база отчетената стойност за 2013 г.

Провизии, % от бруто търговски

вземания

24.39

На база отчетената стойност за 2013 г.

Други вземания като % от

продажбите

0.38

На база отчетената стойност за 2013 г.

Нетен оборотен капитал		Прогноза						Бележки
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Търговски задължения като % от разходите за покупка на енергия и такса мрежи високо напрежение	21.54	15.08	18.95	20.38	21.29	22.13	22.51	Според очакванията на Предложителя
Задълж. към св. лица като % от административните разходи	3.55	2.40	2.14	2.09	2.07	2.06	2.07	Според очакванията на Предложителя

В хил. лв
Продажби	373,737	231,360	210,565	207,308	211,471	213,901	220,247	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Приходи от такса разпределение	360,401	219,845	199,669	194,892	198,482	200,774	207,454	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Разходи за покупка на енергия и такса мрежи високо напрежение	219,549	102,038	72,799	73,914	74,272	74,893	75,995	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Административни разходи	71,824	65,761	72,549	73,489	74,594	75,714	76,851	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"

Базов сценарий, хил. лв
Материални запаси	6,467	5,979	4,569	3,831	3,531	3,560	3,657	На база оценъчното съотношение по-горе
Вземания от свързани лица	63,517	16,714	15,299	14,830	15,117	15,305	15,857	На база оценъчното съотношение по-горе
Търговски и други вземания
Търговски вземания бруто	5,294	3,229	2,933	2,863	2,916	2,949	3,047	На база оценъчното съотношение по-горе
Провизии	1,291	788	715	698	711	719	743	На база оценъчното съотношение по-горе
Търговски вземания нето	4,003	2,442	2,218	2,165	2,205	2,230	2,304
Депозит	0	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Други	1,403	869	790	778	794	803	827	На база оценъчното съотношение по-горе
Данъчни вземания	382	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Краткотрайни активи общо (без пари и парични еквиваленти)	75,772	26,004	22,877	21,603	21,646	21,898	22,645

Нетен оборотен капитал		Прогноза						Бележки
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Търговски задължения и задължения към свързани лица	49,827	16,966	15,346	16,599	17,355	18,131	18,694	На база оценъчното съотношение по-горе
Заеми от свързани лица	0	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Данъчни задължения	0	1,396	1,598	2,707	2,476	2,490	1,897	Според очакванията на Предложителя
Провизии по задължения за пенсиониране	204	204	204	204	204	204	204	Според очакванията на Предложителя
Провизии за задължения към персонала	380	380	380	380	380	380	380	Според очакванията на Предложителя
Други провизии	47,094	45,111	49,319	45,273	45,172	45,072	44,972	Според очакванията на Предложителя
Финансирания	12	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Приходи за бъдещи периоди	8,453	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943	Според очакванията на Предложителя
Краткосрочни задължения общо	105,970	72,992	75,850	74,482	74,975	75,675	75,090

Нетен оборотен капитал	-30,198	-46,988	-52,973	-52,879	-53,329	-53,777	-52,445
Нетен оборотен капитал, вкл. парични наличности	17,977	24,572	38,987	42,203	36,987	67,297	54,842
Изменение в нетния оборотен капитал		-16,790	-5,985	94	-450	-447	1,332
Изменение в нетния оборотен капитал, вкл. парични наличности		6,596	14,415	3,216	-5,217	30,310	-12,455

Дългосрочни задължения		Прогноза						Бележки
Хил. лв, базов сценарий	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Отсрочени данъци	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	Според очакванията на Предложителя
Провизии по задължения за пенсиониране	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	Според очакванията на Предложителя
Провизии за задължения към персонала	000	000	000	190	190	190	190	Според очакванията на Предложителя
Други провизии	17,356	17,102	16,826	16,544	15,444	14,344	13,244	Според очакванията на Предложителя
Финансирания	320	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Приходи за бъдещи периоди	56,560	51,117	45,044	39,694	35,575	32,744	31,659	Според очакванията на Предложителя
Общо	79,469	73,452	67,103	61,471	56,252	52,321	50,136

Дълготрайни активи, инвестиции и амортизации

Дълготрайни активи, хил. лв	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Енерго-Про Мрежи АД
Материални и нематериални активи в началото на периода	401,066	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032
Бруто инвестиции	8,606	25,000	35,700	44,500	54,800	61,700
Амортизация общо	55,110	45,418	43,813	44,864	44,435	47,885
На съществуващите активи	54,700	42,218	37,212	34,025	28,378	25,951
На инвестиционните разходи	410	3,201	6,601	10,839	16,058	21,934
Материални и нематериални активи в края на периода	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032	349,848

Оптимистичен сценарий

Нетни парични потоци към фирмата (НППФ)
	9-м 2014	4то трим. 2014	2015	2016	2017	2018	2019
Печлба преди лихви и данъци (EBIT, коригирана)	4,714	6,906	21,070	27,011	26,112	27,156	27,867
Данъци	471	691	2,107	2,701	2,611	2,716	2,787
Промяна в:
Дълготр. материални и нематериални активи	-36,871	-9,633	-20,418	-8,113	-364	10,365	13,815
Дългосрочни финансови активи*	0	0	0	0	0	0	0
Отсрочени данъчни активи	-112	-270	0	0	0	0	0
Материални запаси	-1,369	881	-1,390	-738	-290	29	103
Вземания от свързани лица	-47,988	1,185	-1,344	-455	297	191	580
Търговски и други вземания*	39,547	-2,039	-288	-62	60	35	104
Краткосрочни търговски задължения	-33,955	1,094	-1,731	1,000	000	000	578
НППФ	17,081	17,184	40,672	34,701	24,517	14,530	11,056
В т.ч. изменения в нетния оборотен капитал, вкл. парични наличности	-7,534	14,129	17,761	7,788	123	35,895	-6,637
дивиденти			17,558	21,290	20,811	20,332	15,642

Нетен оборотен капитал, изменения в нетния оборотен капитал, дългосрочни вземания

Нетен оборотен капитал		Прогноза						Бележки
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019

Материални запаси като % от продажбите	1.73	2.58	2.17	1.85	1.67	1.66	1.66	Според очакванията на Предложителя
Вземания от св. лица като % от такса разпределение	17.62	7.60	7.66	7.61	7.62	7.62	7.64	Според очакванията на Предложителя
Брутни търг. вземания като % от такса разпределение	1.47	1.47	1.47	1.47	1.47	1.47	1.47	На база отчетената стойност за 2013 г.
Провизии, % от бруто търговски вземания	24.39	24.39	24.39	24.39	24.39	24.39	24.39	На база отчетената стойност за 2013 г.
Други вземания като % от продажбите	0.38	0.38	0.38	0.38	0.38	0.38	0.38	На база отчетената стойност за 2013 г.

Търговски задължения като % от разходите за покупка на енергия и такса мрежи високо напрежение	21.54	15.08	18.95	20.38	21.29	22.13	22.51	Според очакванията на Предложителя
Задълж. към св. лица като % от административните разходи	3.55	2.40	2.14	2.09	2.07	2.06	2.07	Според очакванията на Предложителя

В хил. лв
Продажби	373,737	231,360	211,481	208,431	213,299	215,748	222,478	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Приходи от такса разпределение	360,401	219,845	200,594	196,020	199,743	202,058	209,114	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Разходи за покупка на енергия и такса мрежи високо напрежение	219,549	102,038	72,497	72,497	72,739	73,116	74,315	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Административни разходи	71,824	65,761	70,049	70,989	72,094	73,214	74,351	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"

Оптимистичен сценарий, хил. лв
Материални запаси	6,467	5,979	4,589	3,851	3,561	3,591	3,694	На база оценъчното съотношение по-горе

Нетен оборотен капитал		Прогноза						Бележки
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Вземания от свързани лица	63,517	16,714	15,370	14,916	15,213	15,403	15,984	На база оценъчното съотношение по-горе
Търговски и други вземания
Търговски вземания бруто	5,294	3,229	2,947	2,879	2,934	2,968	3,072	На база оценъчното съотношение по-горе
Провизии	1,291	788	719	702	716	724	749	На база оценъчното съотношение по-горе
Търговски вземания нето	4,003	2,442	2,228	2,177	2,219	2,244	2,323
Депозит	0	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Други	1,403	869	794	782	801	810	835	На база оценъчното съотношение по-горе
Данъчни вземания	382	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Краткотрайни активи общо (без пари и парични еквиваленти)	75,772	26,004	22,981	21,726	21,793	22,048	22,835

Търговски задължения и задължения към свързани лица	49,827	16,966	15,235	16,258	16,977	17,686	18,265	На база оценъчното съотношение по-горе
Заеми от свързани лица	0	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Данъчни задължения	0	1,396	1,598	2,707	2,476	2,490	1,897	Според очакванията на Предложителя
Провизии по задължения за пенсиониране	204	204	204	204	204	204	204	Според очакванията на Предложителя
Провизии за задължения към персонала	380	380	380	380	380	380	380	Според очакванията на Предложителя
Други провизии	47,094	45,111	49,319	45,273	45,172	45,072	44,972	Според очакванията на Предложителя
Финансирания	12	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Приходи за бъдещи периоди	8,453	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943	Според очакванията на Предложителя
Краткосрочни задължения общо	105,970	72,992	75,739	74,141	74,597	75,230	74,660

Нетен оборотен капитал	-30,198	-46,988	-52,758	-52,415	-52,804	-53,182	-51,825
Нетен оборотен капитал, вкл. парични наличности	17,977	24,573	42,333	50,121	50,244	86,139	79,502
Изменение в нетния оборотен капитал		-16,790	-5,770	343	-389	-378	1,357
Изменение в нетния оборотен капитал, вкл. парични наличности		6,596	17,761	7,788	123	35,895	-6,637

Дългосрочни задължения		Прогноза						Бележки
Хил. лв, оптимистичен сценарий	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Отсрочени данъци	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	Според очакванията на Предложителя
Провизии по задължения за пенсиониране	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	Според очакванията на Предложителя
Провизии за задължения към персонала	000	000	000	190	190	190	190	Според очакванията на Предложителя
Други провизии	17,356	17,102	16,826	16,544	15,444	14,344	13,244	Според очакванията на Предложителя
Финансирания	320	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Приходи за бъдещи периоди	56,560	51,117	45,044	39,694	35,575	32,744	31,659	Според очакванията на Предложителя
Общо	79,469	73,452	67,103	61,471	56,252	52,321	50,136

Дълготрайни активи, инвестиции и амортизации

Дълготрайни активи, хил. лв	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Енерго-Про Мрежи АД
Материални и нематериални активи в началото на периода	401,066	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032
Бруто инвестиции	8,606	25,000	35,700	44,500	54,800	61,700
Амортизация общо	55,110	45,418	43,813	44,864	44,435	47,885
На съществуващите активи	54,700	42,218	37,212	34,025	28,378	25,951
На инвестиционните разходи	410	3,201	6,601	10,839	16,058	21,934
Материални и нематериални активи в края на периода	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032	349,848

Песимистичен сценарий

Нетни парични потоци към фирмата (НППФ)
	9-м 2014	4то трим. 2014	2015	2016	2017	2018	2019
Печлба преди лихви и данъци (EBIT, коригирана)	4,714	6,906	16,079	18,741	16,090	16,058	15,698
Данъци	471	691	1,608	1,874	1,609	1,606	1,570
Промяна в:
Дълготр. материални и нематериални активи	-36,871	-9,632	-20,418	-8,113	-364	10,365	13,815
Дългосрочни финансови активи*	0	0	0	0	0	0	0
Отсрочени данъчни активи	-112	-270	0	0	0	0	0
Материални запаси	-1,369	881	-1,423	-748	-299	30	92
Вземания от свързани лица	-47,988	1,185	-1,461	-513	283	192	527
Търговски и други вземания*	39,547	-2,039	-311	-74	55	35	93
Краткосрочни търговски задължения	-33,955	1,094	-1,490	1,533	949	985	692

Нетни парични потоци към фирмата (НППФ)
	9-м 2014	4то трим. 2014	2015	2016	2017	2018	2019
НППФ	17,081	17,184	36,593	27,848	15,755	4,815	293
В т.ч. изменения в нетния оборотен капитал, вкл. парични наличности	-7,534	14,129	13,269	345	-8,897	25,906	-17,590
дивиденти			17,558	21,290	20,811	20,332	15,642

Нетен оборотен капитал, изменения в нетния оборотен капитал, дългосрочни вземания

Нетен оборотен капитал		Прогноза						Бележки
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019

Материални запаси като % от продажбите	1.73	2.58	2.17	1.85	1.67	1.66	1.66	Според очакванията на Предложителя
Вземания от св. лица като % от такса разпределение	17.62	7.60	7.66	7.61	7.62	7.62	7.64	Според очакванията на Предложителя
Брутни търг. вземания като % от такса разпределение	1.47	1.47	1.47	1.47	1.47	1.47	1.47	На база отчетената стойност за 2013 г.
Провизии, % от бруто търговски вземания	24.39	24.39	24.39	24.39	24.39	24.39	24.39	На база отчетената стойност за 2013 г.
Други вземания като % от продажбите	0.38	0.38	0.38	0.38	0.38	0.38	0.38	На база отчетената стойност за 2013 г.

Търговски задължения като % от разходите за покупка на енергия и такса мрежи високо напрежение	21.54	15.08	18.95	20.38	21.29	22.13	22.51	Според очакванията на Предложителя
Задълж. към св. лица като % от административните разходи	3.55	2.40	2.14	2.09	2.07	2.06	2.07	Според очакванията на Предложителя

В хил. лв
Продажби	373,737	231,360	209,977	206,141	210,248	212,719	218,756	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Приходи от такса разпределение	360,401	219,845	199,075	193,719	197,256	199,589	205,959	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Разходи за покупка на енергия и такса мрежи високо напрежение	219,549	102,038	73,484	75,925	77,105	78,562	80,174	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството - обект на търговото предложение"
Административни разходи	71,824	65,761	72,549	73,489	74,594	75,714	76,851	Според т. 6.2.5.2." Прогнози за бъдещото развитие на дружеството -

Нетен оборотен капитал		Прогноза						Бележки
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019

								обект на търговото предложение"

Песимистичен сценарий, хил. лв
Материални запаси	6,467	5,979	4,557	3,809	3,510	3,540	3,632	На база оценъчното съотношение по- горе
Вземания от свързани лица	63,517	16,714	15,254	14,740	15,023	15,215	15,743	На база оценъчното съотношение по- горе
Търговски и други вземания
Търговски вземания бруто	5,294	3,229	2,924	2,846	2,898	2,932	3,025	На база оценъчното съотношение по- горе
Провизии	1,291	788	713	694	707	715	738	На база оценъчното съотношение по- горе
Търговски вземания нето	4,003	2,442	2,211	2,152	2,191	2,217	2,288
Депозит	0	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Други	1,403	869	788	774	789	799	821	На база оценъчното съотношение по- горе
Данъчни вземания	382	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Краткотрайни активи общо (без пари и парични еквиваленти)	75,772	26,004	22,810	21,475	21,514	21,771	22,483

Търговски задължения и задължения към свързани лица	49,827	16,966	15,476	17,009	17,958	18,943	19,635	На база оценъчното съотношение по- горе
Заеми от свързани лица	0	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Данъчни задължения	0	1,396	1,598	2,707	2,476	2,490	1,897	Според очакванията на Предложителя
Провизии по задължения за пенсиониране	204	204	204	204	204	204	204	Според очакванията на Предложителя
Провизии за задължения към персонала	380	380	380	380	380	380	380	Според очакванията на Предложителя
Други провизии	47,094	45,111	49,319	45,273	45,172	45,072	44,972	Според очакванията на Предложителя
Финансирания	12	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Приходи за бъдещи периоди	8,453	8,936	9,004	9,319	9,389	9,398	8,943	Според очакванията на Предложителя
Краткосрочни задължения общо	105,970	72,992	75,980	74,892	75,578	76,487	76,030

Нетен оборотен капитал	-30,198	-46,988	-53,170	-53,417	-54,065	-54,716	-53,547
Нетен оборотен капитал, вкл. парични наличности	17,977	24,572	37,841	38,186	29,289	55,196	37,606
Изменение в нетния оборотен капитал		-16,790	-6,182	-247	-647	-651	1,169

Нетен оборотен капитал		Прогноза						Бележки
Енерго-Про Мрежи АД	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019

Изменение в нетния оборотен капитал, вкл. парични наличности		6,596	13,269	345	-8,897	25,906	-17,590

Дългосрочни задължения		Прогноза						Бележки
Хил. лв, песимистичен сценарий	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Отсрочени данъци	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	2,375	Според очакванията на Предложителя
Провизии по задължения за пенсиониране	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	2,668	Според очакванията на Предложителя
Провизии за задължения към персонала	190	190	190	190	190	190	190	Според очакванията на Предложителя
Други провизии	17,356	17,102	16,826	16,544	15,444	14,344	13,244	Според очакванията на Предложителя
Финансирания	320	0	0	0	0	0	0	Според очакванията на Предложителя
Приходи за бъдещи периоди	56,560	51,117	45,044	39,694	35,575	32,744	31,659	Според очакванията на Предложителя
Общо	79,469	73,452	67,103	61,471	56,252	52,321	50,136

Дълготрайни активи, инвестиции и амортизации

Дълготрайни активи, хил. лв	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Енерго-Про Мрежи АД
Материални и нематериални активи в началото на периода	401,066	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032
Бруто инвестиции	8,606	25,000	35,700	44,500	54,800	61,700
Амортизация общо	55,110	45,418	43,813	44,864	44,435	47,885
На съществуващите активи	54,700	42,218	37,212	34,025	28,378	25,951
На инвестиционните разходи	410	3,201	6,601	10,839	16,058	21,934
Материални и нематериални активи в края на периода	354,563	334,145	326,032	325,668	336,032	349,848

6.2.7.2.2. Оценка на среднопретеглената цена на капитала (СПЦК)

Цената на собствения капитал се изчислява като се използва Методът за оценка на капиталови активи (МОКА, CAPM) за развит пазар (Европа), като се прави корекция за специфичния риск на България:

Цена на собствения капитал = Безрисков процент + бета коефициент х (пазарна доходност – безрискова доходност) + премия за страновия риск на България при инвестиране в акции

Безрисковият процент отразява стойността на парите във времето в цената на собствения капитал (“безрисков процент”). Като безрискова доходност използваме средната доходност до падежа на 10- годишните германски правителствени облигации към 26.01.2015 г., а като източник на информация е използван Bloomberg. За целта е използвана емисията 0.5% с падеж февруари 2025 г. (0.5% February- 25s). Агенцията избира коя емисия да представи като бенчмарк на база ликвидността й и близостта на остатъчния й срок до падежа до съответния времеви период (10 г. в случая). Считаме, че този показател се доближава най-много до идеята за безрискова доходност, тъй като Германия има инвестиционен кредитен рейтинг ААА (най-високия възможен) и пазарът на тези облигации е достатъчно ликвиден, за да е минимално действието на потенциални изкривяващи фактори върху тяхната доходност.

Бета-коефициентът показва нивото на системен риск на дадена компания. Този риск произтича от склонността на цените на акциите да се движат в една посока под действието на общи за пазара фактори (макроикономически, политически и др.). Бета-коефициентът показва с колко процента средно би се изменила доходността на дадена акция при промяна на доходността за пазара като цяло с 1%. Поради различната степен на цикличност на различните сектори на икономиката, както и поради специфики на компанията, чувствителността на доходността на дадена акция спрямо тази на пазара (системният й риск) е различна.

Използваме безлостов бета-коефициент, коригиран с парите в наличност (unlevered beta adjusted for cash) за Европа, енергиен сектор. Така калкулиран, бета-коефициентът не се влияе от различията в капиталовата структура и кешовите наличности на компаниите и следователно е по-коректен измерител на риска на сектора (основната дейност). По този начин той е по-съпоставим към всяка компания от сектора. За целите на нашата оценка, привеждаме средния безлостов бета-коефициент към лостов такъв (levered betа) посредством индивидуалните нива на задължения и пари в наличност на „Енерго-Про Мрежи“ АД. Използваме показател за Европа, поради факта, че Европа е еталон за България по отношение показателите за рискова премия за държавен риск, както и голямата обвързаност на българската икономика с европейската.

Безлостов бета-коефициент = лостов бета-коефициент / (1 + (1 - данъчна ставка)(задължения/собствен капитал))

Безлостов бета-коефициент, коригиран с парите в наличност = безлостов бета-коефициент / (1 - пари в наличност / (задължения + собствен капитал))

Като източник на данните използваме база данни на Проф. Дамодаран, Stern University (xxxx://xxxxx.xxxxx.xxx.xxx/xXXXXXXXX/Xxx_Xxxx_Xxxx/xxxxxxxxxxx.xxxx#xxxxxxxx). От този източник на информация, за получаването на безлостовите бета-коефициенти и безлостовите бета- коефициенти, коригирани с парите в наличност, от пазарните (лостовите) бета коефициенти, в коригиращите фактори са използвани лихвоносните задължения. За това и ние използваме лихвоносните задължения, за да коригираме безлостовия бета-коефициент, отчитащ парите в наличност, обратно до съответстващия на оценяваното предприятие пазарен бета-коефициент. Данните в източника са актуализирани към 05.01.2015 г.

Базов сценарий

	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Бета-коефициент за Европа, развит пазар
Енергиен сектор, безлостова бета, коригирана с парите в наличност и паричните еквиваленти (unlevered beta adjusted for cash)	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61
Лихвоносни задължения /Собствен капитал	0.06	0.06	0.06	0.05	0.05	0.05
Пари в наличност/стойност на фирмата (собствен капитал и лихвоносни задължения)	0.19	0.25	0.26	0.24	0.33	0.29
Ставка на корпоративния данък, %	10	10	10	10	10	10
Лостова бета за компанията, развит пазар	0.52	0.48	0.48	0.48	0.43	0.45

Песимистичен сценарий

	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Бета-коефициент за Европа, развит пазар
Енергиен сектор, безлостова бета, коригирана с парите в наличност и паричните еквиваленти (unlevered beta adjusted for cash)	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61
Лихвоносни задължения /Собствен капитал	0.06	0.06	0.06	0.05	0.05	0.05
Пари в наличност/стойност на фирмата (собствен капитал и лихвоносни задължения)	0.19	0.25	0.25	0.23	0.31	0.26
Ставка на корпоративния данък, %	10	10	10	10	10	10
Лостова бета за компанията, развит пазар	0.52	0.48	0.48	0.49	0.44	0.47

Оптимистичен сценарий

	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Бета-коефициент за Европа, развит пазар
Енергиен сектор, безлостова бета, коригирана с парите в наличност и паричните еквиваленти (unlevered beta adjusted for cash)**	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61
Лихвоносни задължения /Собствен капитал	0.06	0.06	0.05	0.05	0.05	0.04
Пари в наличност/стойност на фирмата (собствен капитал и лихвоносни задължения)	0.19	0.25	0.27	0.27	0.36	0.33
Ставка на корпоративния данък, %	10	10	10	10	10	10
Лостова бета за компанията, развит пазар	0.52	0.48	0.47	0.47	0.41	0.42

Като пазарна доходност използваме нетната доходност от създаването на StoxxEurope 600, която инкорпорира и дивидентната доходност. (xxxx://xxx.xxxxx.xxx/xxxxxxxx/xxxxxxxxxx_xxxx/x_xxxx.xxx).

Според портфейлната теория, пазарната доходност представлява средната доходност от всички активи. В практиката като показател за пазарна доходност обикновено се избира доходността на индекс на пазар на акции, който е достатъчно представителен за съответния фондов пазар. В настоящия случай, за оценката на дружеството-обект на търгово предлагаме сме използвали среден бета-коефициент за компании от енергийния сектор в Европа. Според информация за методологията на изчисляване от базата данни на Проф. Дамодаран, Stern University, от където сме използвали данни за бета-коефициента (xxxx://xxxxx.xxxxx.xxx.xxx/xXXXXXXXX/Xxx_Xxxx_Xxxx/xxxxxxxx/xxxxxxxx.xxx), на ниво индивидуална компания бета-коефициентът е изчисляван като композитен показател на база 2-годишен и 5-годишен регресионен анализ на доходността на съответната акция спрямо бенчмарков индекс на местния фондов пазар (примерно CAC за Франция и др.). Тъй като в

настоящия случай търсим цената на собствения капитал за развитите пазари в Европа и следователно сме използвали среден безлостов бета-коефициент (който може да се получи на база лостовия такъв чрез формулите, представени по-горе) за компании от развитите пазари в Европа (Еврозоната, Великобритания, Швейцария и Скандинавски страни), трябва да използваме средна пазарна бенчмаркова доходност именно за този регион. Необходим е пазарен индекс, който цялостно да обхваща съответния регион и да осигурява представителност от гледна точка включените в него компании (големи, средни, малки), за да се отговори на изискването пазарната доходност да включва в себе си различни по категории активи. Освен това, компаниите, включени в индекса, трябва да са ликвидни, за да може да се допусне, че доходността им и връзката на тази доходност с пазара (която се измерва посредством бета-коефициента) е в по-малка степен изкривена от ниска ликвидност и други субективни фактори. От тази гледна точка считаме за подходящи индексите, базирани на пазарната капитализация на компаниите с отчитане на свободнотъргуваемия обем акции. Именно за това сме избрали StoxxEurope 600, който отговаря на всички тези условия.

Stoxx Europe 600 е претеглен с free-float-пазарната капитализация (пазарна капитализация на база свободнотъргуваемия обем акции) на компонентите бенчмарков индекс за Европа. Той съдържа фиксиран брой от 600 компании с голяма, средна и ниска пазарна капитализация, търгувани в 18 европейски държави – Австрия, Белгия, Чешка република, Дания, Финландия, Франция, Германия, Гърция, Ирландия, Италия, Люксембург, Холандия, Норвегия, Португалия, Испания, Швеция, Швейцария и Великобритания (xxxx://xxx.xxxxx.xxx/xxxxxxx/xxxxx_xxxxxxxxxxx.xxxx?xxxxxxxXXXX)

Премията за страновия риск на България при инвестиране в акции се получава като разликата между CDS (премия за застраховка срещу кредитен риск,credit default swap) на България и Германия се коригира с коефициент, отразяващ разликата между волатилностите на Българския пазар на акции и облигации.

CDS е премия, която инвеститорите заплащат като застраховка срещу потенциално кредитно събитие (обявяване на мораториум върху дълга или понижение на кредитния рейтинг) и този инструмент е много ликвиден. Освен това се счита, че един ликвиден пазар би реагирал по-бързо на усещането за промяна в риска на дадена страна, отколкото агенциите за кредитен рейтинг. Затова считаме, че размерът на CDS е обективен измерител на страновия риск. Използваме 10 г. CDS на България в щатски долари (поради по-високата ликвидност на този инструмент в сравнение със съответния инструмент в евро) от 2.495% и на Германия от 0.37% (отново поради по-високата ликвидност на този инструмент в сравнение със съответния инструмент в евро) като двете стойности са към 26.01.2015 г. (Източник: Bloomberg).

По този начин е измерен страновият риск по отношение инвестирането в ДЦК, търгувани на ликвидни международни пазари. При инвестирането в акции обаче, особено в случаите на държави с малки и слаболиквидни пазари, премията за инвестиране в акции е по-висока. Според методологията, предложена от проф. Дамодаран (източник: xxxx://xxxxxx.xxxxx.xxx.xxx/xxxxxxxx), надежден коректор на страновия риск що се отнася до инвестиране в акции е разликата между волатилността на пазарите на акции и облигации на съответните държави.

Като показател за волатилността на българския пазар на акции използваме стандартното отклонение в седмичните процентни изменения на индекса SOFIX на Българска фондова борса за последните 2 години спрямо 26.01.2015 г. (2.07%, източник на данни за стойността на индекса: xxx.xxxxxxxx.xx). В този индекс се включват българските „сини чипове” – акции на утвърдени компании с относително висока за България ликвидност. Като измерител на ликвидността на пазара на български облигации използваме стандартното отклонение в процентните седмични изменения на цената на българската еврооблигация с падеж 2024 г. (0.89%). Спрели сме се на тази емисия поради ликвидността й и по- големия й остатъчен срок до падежа, отговарящ на дългосрочния характер на изпозлваните параметри за доходността и риска, спрямо другата съществуваща в момента българска еврооблигация (с падеж 2017 г.) Използваме еврооблигация поради значително по-високата ликвидност на този

инструмент в сравнение с вътрешните дългосрочни облигации и съответно по-ниската възможност за изкривяване на резултатите (източник на данните: Bloomberg).

Изчисляваме коефициент за корекция за странови риск на инвестирането в акции като съотнасяме стандартното отклонение в доходността на SOFIX към съответния показател за българската еврооблигация. Резултатът е коефициент за корекция за риск от инвестирането в акции от 2.33.

Като дисконтова норма се използва СПЦК. СПЦК се калкулира като средна претеглена стойност от цената на собствения капитал и задълженията, а като тегла се използват прогнозните балансовите стойности на собствения капитал и на задълженията за съответния период.

В таблиците по-долу е представена детайлна информация за прилагания СПЦК при различните сценарии за развитие на дружеството:

Базов сценарий

	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Текуща доходност по 10-г. германски правителствени облигации, %	0.394	0.394	0.394	0.394	0.394	0.394
Stoxx Europe 600 нетна доходност от създаването, %	8.35	8.35	8.35	8.35	8.35	8.35

Бета-коефициент за Европа, развит пазар
Енергиен сектор, безлостова бета, коригирана с парите в наличност и паричните еквиваленти (unlevered beta adjusted for cash)	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61	0.61
Лихвоносни задължения /Собствен капитал	0.06	0.06	0.06	0.05	0.05	0.05
Пари в наличност/стойност на фирмата (собствен капитал и лихвоносни задължения)	0.19	0.25	0.26	0.24	0.33	0.29
Ставка на корпоративния данък, %	10	10	10	10	10	10
Лостова бета за компанията, развит пазар	0.52	0.48	0.48	0.48	0.43	0.45
Цена на собствения капитал, %, развит пазар	4.52	4.23	4.19	4.24	3.80	3.99
Премия за страновия риск на България (оценка на БКК)	4.96	4.96	4.96	4.96	4.96	4.96
Цена на собствения капитал за компанията,	9.48	9.19	9.15	9.20	8.76	8.95

%

Цена на задълженията, %	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Цена в %:
Провизии за пенсионни задължения	4.00	4.00	4.00	4.00	4.00	4.00
Провизии за задължения към персонала	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Други провизии	1.65	1.65	0.00	0.00	0.00	0.00
Данъчни задължения	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Приходи за бъдещи периоди	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Финансирания	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Заеми	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Относителен дял в %
Хил. лв.
Провизии за пенсионни задължения	2,872	2,872	2,872	2,872	2,872	2,872

Document Metadata

Table of Contents

Document Metadata