CC BY
33
ОТРАСЛЕВЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЦЕСС
© Бельчикова Е.С.*, Чернов С.С.*
Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск
В статье рассмотрено современное состояние российской энергетики, обоснована необходимость утверждения новых инвестиционных проектов в данной отрасли. Рассмотрены основные особенности инвестиционных проектов в энергетике и проанализировано влияние данных особенностей на инвестиционный процесс.
Ключевые слова: инвестиционный процесс в энергетике, инвестиционная привлекательность энергопроекта, специфика энергопроектов.
Установленная мощность электростанций ЕЭС России по данным Минэнерго РФ на 31.12.2012 - 223,1 ГВт, в том числе ГЭС - 45,5 ГВт, АЭС -25 ГВт, ТЭС - 152,6 ГВт. При этом, возрастная структура основного оборудования электростанций имеет вид:
- ТЭС: до 30 лет - 26 %, 31-50 лет - 52 %, более 50 лет - 22 %;
- ГЭС: до 30 лет - 22,3 %, 31-50 лет - 56,8 %, более 50 лет - 20,9 %;
- АЭС: до 30 лет - 65,5 %, более 30 лет - 34,5 %.
Ситуация в сетях еще серьезнее. Данные показатели говорят о том, что проблема износа и устаревшего оборудования стоит практически перед каждым предприятием энергетического комплекса России. Высокая степень изношенности оборудования электростанций приводит к снижению надежности работы оборудования и снижению его эффективности.
При этом, Минэнерго Российской Федерации прогнозируется прирост нагрузки к 2017 г. относительно 2010 г. по ЕЭС России на 32,2 млн. кВт (21,6 %), а прогноз выбытия энергетического оборудования к 2020 г. - 12-15 % [1]. Следовательно, энергетика испытывает острую необходимость в модернизации имеющихся мощностей и введении новых для покрытия увеличивающейся нагрузки.
Для модернизации электростанций и сетей электропередач, а также для строительства новых генерирующих мощностей в соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года российской энергетике требуются капиталовложения на сумму свыше 1 трлн. рублей в год. В условиях ограниченных возможностей инвестирования энергокомпаний включение энергообъектов в инвестиционные программы требует
* Ассистент кафедры Систем управления и экономики энергетики.
* Заведующий каферой Систем управления и экономики энергетики, кандидат экономических наук, доцент.
их достаточно высокой инвестиционной привлекательности. При этом энергопроекты, в силу отраслевой принадлежности, имеют ряд особенностей, влияющих на их инвестиционную привлекательность [2]. Далее в статье будут рассмотрены эти особенности.
Энергетический сектор обеспечивает консолидацию субъектов Российской Федерации, определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Спрос на электроэнергию определяется состоянием экономической конъюнктуры: на уровне всей страны - изменением ВВП, на уровне населения - средним душевым доходом. В Сценарных условиях развития электроэнергетики до 2030 года основным сценарием социально-экономического развития России принимается инновационный сценарий.
Инновационный сценарий описывает переход от стабилизации и поступательного движения экономики России к достаточно интенсивному ее росту с обязательной реализацией инновационной компоненты. Период восстановления экономики в соответствии со сценарием продлится еще два-три года, причем драйверами роста будут обрабатывающие отрасли промышленности. Затем последует фаза инвестирования в высокие технологии, энергетику, инфраструктуру, а также в человеческий капитал (здравоохранение, образование и культуру). Состояние непроизводственной сферы приблизится к уровню развитых зарубежных стран.
При указанных предпосылках российская экономика будет развиваться быстрее мировой, и ее доля повысится к 2030 году до 3,3 % мирового ВВП. В данном варианте среднегодовые темпы роста российской экономики оцениваются на уровне 4,1-4,2 %, а реальные доходы населения вырастут в 2030 году в 2,3 раза [3].
Однако, несмотря на прогнозируемое в Сценарных условиях развитие российской экономики, реальные условия современной экономики России сложно назвать стабильными, а тем более сложно говорить о стабильном развитии, следствием чего является условность постоянно растущего спроса на электроэнергию. Отсутствие гарантий объемов реализации в свою очередь приводит к неопределенности доходов от инвестиций в энергообъекты для потенциальных инвесторов. А неопределенность доходов - одна из причин повышенных рисков вложений средств в инвестиционные проекты.
Помимо риска неопределенности доходов энергетика подвержена многим другим видам рисков. В настоящее время насчитывается более 40 различных критериев классификации рисков и более 220 видов рисков, при этом один и тот же вид риска может обозначаться разными терминами, поэтому в экономической литературе нет единого понимания данного вопроса. Каждая производственно-хозяйственная система своеобразна, а состав рисков изменчив, поэтому на предприятии должна разрабатываться своя система ранжирования рисков на основе общей классификации.
Риски энергетических предприятий можно условно разделить на внешние и внутренние в соответствии с табл. 1.
Таблица 1
Внутренние и внешние риски энергетических предприятий
Внутренние риски Внешние риски
Стратегические риски: разработка и воплощение неверных бизнес-решений, неспособность управленческого аппарата принимать правильные решения с учётом изменений внешних факторов. Политические риски: политическая нестабильность, риск изменения таможенной политики, риск географической нестабильности и государственного неподчинения обязательствам.
Операционные риски: возникновение отклонений в информационных системах и системах внутреннего контроля; риски, связанные с ошибками людей, наличием недостаточных систем контроля. Регулировочные риски: риски тарифного и экологического регулирования; регулирования в области безопасности; специфические налоговые риски; риски антимонопольного регулирования.
Технологические и технические риски: непреднамеренные сбои в работе, неверный выбор технологического оборудования, нарушения технологических процессов, нерегулярные профилактика и ремонт оборудования, потери в результате сбоев и поломок. Рыночные риски: риск недополучения прибыли, риск изменения стоимости капитала, риск влияния крупных транзакций на параметры рынка, финансово-экономические риски, риск изменения конъюнктуры рынка, цен на топливо и т.д.
В энергетике при оценке эффективности инвестиционного проекта преобладающее влияние будут оказывать внешние риски. При этом риски незавершенности и нестабильности нормативно-правовой базы, регулирующей реформирование и функционирование электроэнергетики, являются наиболее актуальными. Они могут приводить к различным видам потерь на предприятиях энергетики, т.к. компании должны опираться в своей деятельности на четкие правила и положения, что является важным условием формирования доверия к рыночным структурам и уверенности среди участников рынка. В то же время риски тарифного регулирования являются еще более серьезными, т.к. тарифное регулирование оказывает влияние на доходную базу бизнеса [4].
Рассмотренным видам рисков наиболее подвержены проекты нового строительства энергообъектов, менее рискованными являются проекты расширения существующих производственных мощностей и технического перевооружения и реконструкции.
Другой особенностью энергетики является высокая капиталоемкость отрасли. Для примера можно кратко рассмотреть проекты инвестиционной программы ОАО ТГК-11:
- 2012 г. Строительство ПГУ-90 на Омской ТЭЦ-3. Общая сметная стоимость строительства ПГУ-90 составляет 5 206,7 млн. руб. (с НДС). Вводимая электрическая мощность составит 90 МВт. Удельные капитальные вложения составляют 57,85 млн. руб. на 1 МВт электрической мощности.
- 2012 г. Строительство ГТУ-16 на Пиковой резервной котельной (г. Томск). Общая сметная стоимость строительства ГТУ-16 составляет 1 143,8 млн. руб. (с НДС). Вводимая электрическая мощность составит 16 МВт. Удельные капитальные вложения составляют 71,49 млн. руб. на 1 МВт электрической мощности.
- 2012 г. Реконструкция турбины ст.№12 (ПТ-50-130) Омской ТЭЦ-3. Общая сметная стоимость реконструкции турбины ст. № 12 (ПТ-50-130) Омской ТЭЦ-3 составляет 148,5 млн. руб. (с НДС). Установленная электрическая мощность турбины ст.№12 (ПТ-50-130) - 50 МВт. Удельные капитальные вложения составляют 2,97 млн. руб. на 1 МВт электрической мощности.
- 2010 г. Реконструкция проточной части турбоагрегата ПТ-60-130 ст. № 11 Омской ТЭЦ-3, позволяет увеличить электрическую мощность турбо-агрегата на 10 МВт и улучшить технико-экономические показатели. Общая стоимость проекта составила 45,0 млн. руб. Удельные капитальные вложения составляют 4,5 млн. руб. на 1 МВт дополнительной электрической мощности.
- 2010 г. Реконструкция проточной части турбоагрегата ПТ-60-90 ст. № 9 Омской ТЭЦ-3 с заменой трансформатора; позволяет увеличить электрическую мощность турбоагрегата на 10 МВт и улучшить технико-экономические показатели, а также продлить срок эксплуатации турбоагрегата. Общая стоимость проекта составила 124,1 млн. руб. Удельные капитальные вложения составляют 12,41 млн. руб. на 1 МВт дополнительной электрической мощности.
- 2010 г. Проектно-изыскательские работы и работы по подготовке площадки под строительство ПГУ-90 на Омской ТЭЦ-3. Капитальные вложения по данному проекту составили 102,4 млн. руб. Удельные капитальные вложения составляют 1,14 млн. руб. на 1 МВт электрической мощности [5].
Как видно из приведенных примеров, удельные капиталовложения в строительство новых энергообъектов составляют десятки миллионов рублей, в работы по расширению существующих производственных мощностей и техническому перевооружению и реконструкции примерно в 5-10 раз меньше. Высокая капиталоемкость энергетики приводит к необходимости детального обоснования решений по инвестированию проектов нового энергетического строительства и технического перевооружения основных средств, а также к необходимости корректной оценки проектов, ведь ошибка будет стоить дорого.
Стоит отметить, что значительную долю капиталовложений в энергетике составляет стоимость оборудования энергообъектов, которое в свою очередь также обладает своими особенностями. Наиболее характерной особенностью и наиболее важной для инвестиционного процесса является срок
службы оборудования. В качестве примера можно привести нормативные сроки службы некоторых элементов основных фондов энергообъектов, они представлены в табл. 2.
Таблица 2
Нормативные сроки службы энергетического оборудования, лет
Группы и виды основных фондов Срок службы
Теплотехническое оборудование
Котельные установки и стационарные паровые котлы со вспомогательным оборудованием котельной 27,0
Стационарные водогрейные котлы 20,0
Котлы паровые стационарные (утилизаторы и энергетические) 20,0
Турбины паровые стационарные в комплекте с генератором для тепловых и атомных электростанций со вспомогательным оборудованием 27,0
Турбины гидравлические в комплекте с генератором и вспомогательным оборудованием 45,5
Турбины гидравлические 30,3
Передаточные устройства
Воздушные линии электропередачи напряжением от 0,4 до 20 кВ: на металлических или железобетонных опорах на опорах из пропитанной древесины или непропитанной лиственницы на опорах из непропитанной древесины 33,0 25,0 16,6
Как видно из табл. 2, нормативный срок службы теплотехнического оборудования в среднем 28 лет, нормативный срок службы передаточных устройств в среднем - 25 лет [6, прил. 3].
Условные обозначения: 1 - предынвестиционная фаза; 2 - инвестиционная фаза; 3 - эксплуатационная фаза
Рис. 1. График развития инвестиционного проекта [7, с. 7]
Нормативный срок службы энергообрудования играет важную роль при выборе расчетной величины горизонта планирования для энергопроекта, поскольку от срока эксплуатации основного оборудования зависит продолжительность эксплуатационной фазы инвестиционного проекта.
Для определения величины горизонта планирования проекта можно представить весь цикл развития проекта в виде графика в соответствии с рис. 1.
Первая фаза, непосредственно предшествующая основному объему инвестиций, во многих случаях не может быть определена достаточно точно. На этом этапе проект разрабатывается, готовится его технико-экономическое обоснование, проводятся маркетинговые исследования, осуществляется выбор поставщиков сырья и оборудования, ведутся переговоры с потенциальными инвесторами и участниками проекта.
Также здесь может осуществляться юридическое оформление проекта (регистрация предприятия, оформление контрактов и т.п.) и проводиться эмиссия акций и других ценных бумаг.
Как правило, в конце предынвестиционной фазы должен быть получен развернутый бизнес-план инвестиционного проекта. Все вышеперечисленные действия, разумеется, требуют не только времени, но и затрат. В случае положительного результата и перехода непосредственно к осуществлению проекта понесенные затраты капитализируются и входят в состав так называемых «предпроизводственных затрат» с последующим отнесением на себестоимость продукции через механизм амортизационных отчислений [7, с. 7-8].
Для объектов нового строительства обычно продолжительность предын-вестиционной стадии составляет 1-1,5 года, для расширения существующих производственных мощностей и технического перевооружения и реконструкции - 1 год.
Следующий отрезок времени отводится под стадию инвестирования или фазу осуществления. Принципиальное отличие этой фазы развития проекта от предыдущей и последующей фаз состоит, с одной стороны, в том, что начинают предприниматься действия, требующие гораздо больших затрат и носящие уже необратимый характер (закупка оборудования или строительство), а с другой стороны, проект еще не в состоянии обеспечить свое развитие за счет собственных средств.
На данной стадии формируются постоянные активы предприятия. Некоторые виды сопутствующих затрат (например, расходы на обучение персонала, на проведение рекламных мероприятий, на пуско-наладку и другие) частично могут быть отнесены на себестоимость продукции (как расходы будущих периодов), а частично-капитализированы (как предпроизводствен-ные затраты) [7, с. 8].
Для объектов нового строительства продолжительность фазы инвестирования обычно составляет в зависимости от объемов строительства от 2,5
до 4-5 лет, для расширения существующих производственных мощностей и технического перевооружения и реконструкции в зависимости от объемов работ - от 1 года до 2 лет.
С момента ввода в действие основного оборудования начинается третья стадия развития инвестиционного проекта - эксплуатационная фаза. Этот период характеризуется началом производства продукции или оказания услуг и соответствующими поступлениями и текущими издержками.
Продолжительность эксплуатационной фазы будет оказывать значительное влияние на общую характеристику проекта. Очевидно, что чем дальше будет отнесена во времени ее верхняя граница, тем большей будет совокупная величина дохода.
Важно определить тот момент, по достижении которого денежные поступления проекта уже не могут быть непосредственно связаны с первоначальными инвестициями (так называемый «инвестиционный предел») [7, с. 8]. Например, для основного оборудования им может являться:
- срок полного морального или физического износа;
- срок службы оборудования;
- срок до необходимости масштабного капремонта;
- срок действия договоров, являющихся основой проекта.
При этом разные элементы основных фондов энергообъектов будут иметь разные сроки полного износа, сроки эксплуатации и сроки до необходимости капремонта, поэтому обычно за продолжительность эксплуатационной фазы принимаются сроки для наиболее важной части основных фондов.
Для объектов нового строительства продолжительность эксплуатационной фазы обычно составляет в зависимости от вида объекта (котельная, ГТУ и т.д.) 20-40 лет, для расширения существующих производственных мощностей и технического перевооружения и реконструкции 15 лет, но бывают проекты расширения с продолжительностью эксплуатационной фазы и до 30 лет.
Таким образом, в среднем горизонт планирования для проектов расширения существующих производственных мощностей и технического перевооружения и реконструкции составляет 18-20 лет, для объектов нового строительства - 25-45 лет.
Продолжительность фаз энергопроекта тесно связана с его окупаемостью. На прединвестиционной фазе требуется 2-5 % от суммарного объема инвестиций, на инвестиционной фазе - 95-98 % от суммарного объема инвестиций. Вложенные средства начнут возвращаться только на эксплуатационной фазе, т.е., с учетом продолжительности предынвестиционной и инвестиционной фазы - как минимум через 2-3 года для проектов расширения существующих производственных мощностей и технического перевооружения и реконструкции и через 5-6 лет для проектов нового строительства.
Для быстрого возврата средств на эксплуатационной фазе необходимо постоянное повышение стоимости реализуемого продукта - электро- или/и
теплоэнергии, а это невозможно. Стоимость электро- и теплоэнергии для генерирующих компаний определяется исходя из ситуации на оптовом рынке, которая зачастую непредсказуема. Для сетевых компаний тарифы в настоящее время подчиняются ЯАВ-регулированию, т.е. тариф формируется таким образом, чтобы сетевые компании имели возможность постепенно возвращать инвестированные средства в срок до 35 лет. Постепенный (контролируемый регулирующими органами для сетевых компаний) возврат средств, а также непредсказуемые потоки доходов (для генерирующих компаний), в свою очередь, увеличивают и без того значительные сроки окупаемости энергопроектов [8].
Еще одним важным фактором в определении срока окупаемости и инвестиционной привлекательности энергопроекта является структура его финансирования. ОАО «ЭНИН» (Энергетический институт имени Кржижановского) выполнена разработка программы модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года. В рамках данной программы были определены основные источники финансирования инвестиционных проектов отрасли, и выполнен прогноз структуры источников финансирования на ближайший период.
В соответствии с программой ОАО «ЭНИН» одним из главных инвестиционных ресурсов в отрасли являются амортизационные отчисления. Поскольку их объем напрямую зависит от накопленных капиталовложений, масштабная инвестиционная программа в электроэнергетике будет способствовать росту их доли в структуре финансирования. В целом по отрасли за период до 2020 г. объем амортизационных отчислений составит 3,7 трлн. рублей (33 % от суммарной потребности); при этом, если в первом пятилетии их доля в структуре источников инвестиций составит 30 %, во втором пятилетии она вырастет уже до 35 %. Вклад амортизации в финансирование инвестиционной программы в генерации составит в среднем за период 27 %, а в сетях будет заметно выше - около 41 %.
Прогнозируемые объемы роста выручки в электроэнергетике не только гарантированно обеспечивают окупаемость операционных затрат, формирования амортизационных отчислений и обслуживания привлеченных средств, но и позволяют аккумулировать значительную часть прибыли для инвестиционных нужд - в объеме до 4 трлн. рублей в период до 2020 г. Этот второй источник собственных ресурсов отрасли обеспечит в среднем 35 % капиталовложений. При этом в генерации за счет конкурентного ценообразования доля «зарабатываемых» ресурсов будет выше (40 %), а в сетевом комплексе в условиях тарифного регулирования вклад прибыли будет заметно меньшим (29 %).
В целом за счет собственных источников может быть обеспечено финансирование 2/3 потребности в капиталовложениях, а примерно треть средств (3,6 трлн. рублей) потребуется привлечь с рынков капитала, прежде всего -в виде кредитных ресурсов, из них 60 % - в сектор генерации и 40 % - в электросетевой сектор [1].
На практике финансирование инвестиционных проектов в энергетике действительно осуществляется за счет источников, указанных в Программе модернизации. Однако доли источников в общей структуре источников финансирования для отдельных компаний отличаются. Например, для инвестиционной программы ОАО «ТГК-11» в 2011г. опубликованными источниками финансирования были амортизация (36 %) и заемные средства (64 %), в 2010 г. - амортизация (23 %) и заемные средства (77 %) [5]. При этом в официально опубликованной Программе модернизации была отмечена нестабильность финансового обеспечения инвестиционной деятельности в энергетике, которая имеет место и в практической деятельности энергопредприятий. В ОАО «ТГК-11» на 2010 г. плановые показатели для финансирования инвестиционной программы составили 2002 млн. руб., фактически было выделено 1882,8 млн. руб., на 2011г. плановые показатели составили 4476 млн. руб., фактически было выделено 4320,7 млн. руб. [5]. Данное обстоятельство говорит о том, что вопрос финансирования инвестиционной программы требует тщательной проработки на предынвестиционной стадии проекта, поскольку недофинансирование инвестиционной деятельности может затягивать сроки реализации и сроки окупаемости энергопроектов, что снижает их инвестиционную привлекательность в глазах инвесторов и кредиторов.
Помимо проектов со значительными сроками окупаемости встречаются и проекты с неопределенным (бесконечным) сроком окупаемости. Причиной их утверждения в первую очередь является важность инвестиционных проектов в энергетике не только для конкретного инвестора, но и для всей отрасли и развития ее производственного потенциала. Другой причиной могут быть выгоды, которые принесет реализация данного проекта, но которые не могут быть учтены при расчетах (технически необходимые проекты) [8].
Таким образом, энергопроекты, в силу отраслевой принадлежности, имеют ряд особенностей, влияющих на их инвестиционную привлекательность: значительные риски, высокие капиталовложения, значительный горизонт планирования и сроки окупаемости, структура финансирования. Причем эти особенности по-разному реализуются в зависимости от направленности инвестиционного проекта: проекты нового строительства требуют более тщательного подхода, чем проекты расширения и технического перевооружения и реконструкции. В этой связи применение объективных методов оценки экономической эффективности инвестиционных проектов, учитывающих отраслевые особенности энергопроектов, имеет большое значение при управлении инвестиционной деятельностью в энергетике и способствует развитию инвестиционной деятельности в этой отрасли.
Список литературы:
1. Министерство энергетики РФ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://minenergo.gov.ru (дата обращения: 25.09.2013).
2. Чернов С.С., Бельчикова Е.С. Проблемы определения ставки дисконтирования в процессе экономического обоснования эффективности энергопроектов / С.С. Чернов, Е.С. Бельчикова // Приоритетные научные направления: от теории к практике: сборник материалов III Международной научно-практической конференции. - Новосибирск, 2013. - С. 126-139.
3. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.e-apbe.ru/ (дата обращения: 25.09.2013).
4. Павлова О.С. Риск-менеджмент на российских энергеитческих предприятиях / О.С. Павлова // Вестник научно-технического развития. - 2011. -№ 6 (46).
5. ОАО «ТГК-11» [Электронный ресурс] - Режим доступа: www.tgk11.com (дата обращения: 25.09.2013).
6. Колпачков В.И. Производственная эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования (справочник) / В.И. Колпачков, А.И. Ящура. - М.: Энергосервис, 1999. - 437 с.
7. «Коммерческая оценка инвестиционных проектов» (основные положения методики). - Альт-Инвест, редакция 5.01, июль 2010 г.
8. Бельчикова Е.С. Особенности оценки инвестиционных проектов в энергетике / Е.С. Бельчикова // Энерго- и ресурсосбережение - XXI век: сборник материалов Х Международной научно-практической интернет-конференции, 01 марта - 30 июня 2012 г. - Орел: Госуниверситет-УНПК, 2012. -С. 231-235.
ВОЗМОЖНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА В СФЕРЕ ЖКХ В РАМКАХ АБАКАНО-ЧЕРНОГОРСКОЙ АГЛОМЕРАЦИИ
© Мамонтов Д.А.*, Каулин И.В.*
Хакасский государственный университет им. Н.Ф. Катанова, г. Абакан
Реализация инвестиционного проекта предполагает проектирование, строительство, реконструкцию сетей и сооружений водоснабжения и водоотведения в г. Черногорск. Определены возможные ограничения, препятствующие реализации инвестиционного проекта и предложены пути их решения.
Ключевые слова: инвестиционный проект, коммунальная инфраструктура, комплексный инвестиционный план, риски инвестиционного проекта, дебиторская задолженность потребителей услуг.
* Доцент кафедры Финансов и кредита, кандидат экономических наук.
* Магистрант.
