CC BY
7литература
1. Кунин В. А. Анализ тенденций развития российской промышленности в условиях вступления России в ВТО // Ученые записки Санкт-Петербургского университета управления и экономики. 2013. № 1. С. 5-13.
2. Буров В. Ю. Этапы развития предпринимательства в дореволюционной России // Российское предпринимательство. № 22 (244). 2013. Ноябрь. С. 159-167.
3. История предпринимательства в России / А. А. Тимофеева; Мин-во образования и науки РФ; Гос. ун-т экономики и сервиса. Владивосток: Изд-во ВГУЭС, 2005. 218 с.
4. История российского предпринимательства: Учебно-методич. комплекс. М.: Издат. центр ЕАОИ, 2008. 250 с.
5. Россия в цифрах — 2005: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2005. 477 с.
6. Россия в цифрах — 2006: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2006. 462 с.
7. Россия в цифрах — 2007: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2007. 494 с.
8. Россия в цифрах — 2008: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2008. 510 с.
9. Россия в цифрах — 2009: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2009. 525 с.
10. Россия в цифрах — 2010: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2010. 558 с.
11. Россия в цифрах — 2011: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2011. 581 с.
12. Россия в цифрах — 2012 / Росстат. М., 2012. 573 с.
13. Россия в цифрах — 2013: Краткий стат. сб. / Росстат. М., 2013. 573 с.
УДК 330.322
С. Ю. Валяев
разработка методов оценки инновационно-инвестиционных проектов в тепловой электроэнергетике
S. Yu. Valyaev. Development of Methods for the Evaluation of Innovative and Investment Projects in Heat Power Industry
Электроэнергетика, традиционно считающаяся во всех своих аспектах и функциональных сферах естественной монополией, по мере накопления опыта ведения хозяйственной деятельности в России рыночными методами, а также вследствие постоянно изменяющихся макроэкономических условий перестала быть таковой во всем объеме.
Развитие конкурентного рынка электроэнергии в России и предоставление инвесторам возможности зарабатывать на нем требуют разработки метода, на основе которого проводилась бы оценка эффективности инвестиций в генерирующую отрасль при заданных параметрах распределения связанной с ними финансовой нагрузки на
Electric power industry traditionally considered in all its aspects and functional spheres as a natural monopoly, but with the accumulation of experience of doing business in Russia by market methods and also due to the constantly changing macroeconomic conditions it ceased to be such in the whole volume.
The development of a competitive electricity market in Russia and providing investors with the opportunity to earn on it requires the development of a special method. Based on this method will be conducted an assessment of the investment's effectiveness in generating industry for the given parameters of the distribution associated financial bur-
Сергей Юрьевич Валяев — аспирант Санкт-Петербургского университета управления и экономики.
© С. Ю. Валяев, 2014
потребителей электроэнергии в период возврата инвесторам капитала.
В статье рассматривается методика оценки инновационно-инвестиционных проектов в сфере строительства генерирующих объектов в тепловой электроэнергетике.
ключевые слова: инвестирование в тепловую электроэнергетику, инновационно-инвестиционные проекты, тепловые электростанции, инновационно-инвестиционные методы и механизмы
контактные данные: 190103, Санкт-Петербург, Лермонтовский пр., д. 44, лит. А
den on consumers of electricity in the period of return to investors of capital.
The article considers the method of evaluation of innovative and investment projects in the sphere of construction of generating units at the heat power industry.
Keywords: investment in the heat power industry, innovation and investment projects, heat power plants, the investment and innovative methods and mechanisms
Contacts: Lermontovskiy Ave, 44/A, St. Petersburg, Russian Federation, 190103
Основным принципом оценки инвестиций в электроэнергетику является привлечение такого размера капитала, который способен полностью удовлетворить потребность потребителей электроэнергии посредством утверждения таких инвестиционных проектов, которые отвечают условию минимальных затрат на их реализацию для конкретного проекта и определенных условий строительства.
Реализацию данного принципа предполагается осуществлять посредством определения размера платы за единицу мощности на основе методологии RAB (Regulatory Asset Base), применение которой обеспечивает получение энергетической компанией выручки от поставки электрической энергии и мощности, позволяющей покрыть все расходы на их производство с учетом возврата на базу активов, соответствующего уровню рисков инвестирования в отечественные электроэнергетические компании.
Последующее сравнение потенциальных выплат инвесторам, направляющим свой капитал на аналогичные по принципу удовлетворения спроса потребности в электроэнергии, приводит к определению наиболее дешевых проектов.
При вычислении платы за единицу мощности во внимание принимаются только связанные с выработкой и поставкой электрической энергии (мощности) доходы и расходы поставщика. Однако при этом не учитываются доходы от продажи тепловой энергии.
Данное утверждение определено продажей тепловой энергии станций по тарифам, т. е. отсутствием влияния факторов спроса и предложения, что оставляет рынок тепловой энергии за пределами свободного ценообразования, однозначно определяет доход или убыток инвестора и не ставит его в конкурентные условия.
Использование показателя выручки генерирующих компаний основано на утверждении, что определенная текущая стоимость будущих доходов, которые возникнут в результате функционирования бизнеса в части получения платы за мощность, и возможной дальнейшей продажи не должна превышать инвестиционных затрат на строительство и ввод в эксплуатацию генерирующего оборудования.
Под годовой выручкой компании подразумеваются доходы, которые в соответствии с прогнозными и известными величинами получает компания в качестве возврата на вложенный капитал, уменьшаемый на величину накопленной к расчетному году амортизации, а также в виде компенсации стоимости оборотного капитала, необходимого для поддержания обязательной величины запасов топлива для выполнения производственной функции с точки зрения удовлетворительного качества предоставляемых продуктов и выполнения диспетчерских команд по
соблюдению режима, задаваемого Системным оператором единой энергетической системы.
В основу формирования такого похода был взят известный в теории и практике оценки бизнеса метод дисконтированных денежных потоков компании, в соответствии с которым потенциальный покупатель не заплатит за данный бизнес сумму, большую, чем текущая стоимость будущих доходов от этого бизнеса. В терминах оценки инвестиций через механизм оплаты мощности это звучит следующим образом: инвестору надо заплатить не меньше за период участия в инвестиционном проекте с учетом стоимости денег, чем ему потребуется для строительства и ввода в работу станции.
Выручка компании от продажи мощности рассчитывается для каждого года k планового срока участия в инвестиционном проекте:
ДМ, = (С - Ak-1 WACC + A + УПЗ - р, (1)
1 — H
где k = 1, ..., n; n — плановый срок участия компании в инвестиционном проекте, лет; ДМ — выручка компании от продажи мощности, руб.; С — капитальные затраты компании, уменьшенные на включенные в тариф ее действующих станций расходы на инвестиции, руб.; Ak — накопленная амортизация активов на конец года k (A0 = 0), руб.; O — компенсация стоимости оборотного капитала, руб.; WACC — средневзвешенная стоимость капитала для компании, %; H — ставка налога на прибыль, %; A — ежегодная амортизация активов, руб.; УПЗ — условно-постоянные затраты, руб.; P — прибыль генератора от продажи электроэнергии, руб.
Возврат на стоимость активов (C - Ak-1 + Ok)• WACC при расчете ежегодной разрешенной выручки следует разделить на величину (1 - H), тем самым преобразовав данную составляющую выручки в выражение до уплаты налога на прибыль.
средневзвешенная стоимость капитала для компании WACC (Weighted Average Cost of Capital) представляет собой стоимость капитала, определяемую с помощью взвешивания стоимости заемного и собственного капиталов в пропорции, заданной структурой капитала компании.
Компании создают ценность для акционеров, обеспечивая доходность на инвестированный капитал выше стоимости этого капитала. WACC является выражением этой стоимости. Этот показатель рассчитывается для того, чтобы определить, добавляется ли ценность при реализации определенных инвестиций, или стратегий, или проектов.
WACC = *• (HE (1 -H) + CA• (ЗГЁ), (2)
где а — стоимость заемного капитала, %; З — всего заемных средств, руб.; E — всего собственного капитала, руб.; CA — стоимость собственного капитала, %.
В представленном механизме предусматривается использование WACC в следующих случаях:
• для дисконтирования денежных потоков в качестве ставки дисконта;
• при определении возврата на вложенный капитал.
Стоимость акционерного капитала CA рассчитывается в соответствии с моделью CAPM — Capital Asset Pricing Model (англ. модель ценообразования долгосрочных активов).
CAPM служит теоретической основой для ряда различных финансовых технологий по управлению доходностью и риском, применяемых при долгосрочном и среднесрочном инвестировании в акции. CAPM рассматривает доходность акции в зависимости от поведения рынка в целом. Другое исходное предположение CAPM состоит в том, что инвесторы принимают решения, учитывая лишь два фактора: ожидаемую доходность и риск.
Согласно модели риск, связанный с инвестициями в любой рисковый финансовый инструмент, может быть разделен на два вида: систематический и несистематический. Систематический риск обусловлен общими рыночными и экономическими изменениями, воздействующими на все инвестиционные инструменты и не являющимися уникальными для конкретного актива. Несистематический риск связан с конкретной компанией-эмитентом [1].
Систематический риск уменьшить нельзя, но воздействие рынка на доходность финансовых активов можно измерить. В качестве меры систематического риска в CAPM используется показатель р (бета), характеризующий чувствительность финансового актива к изменениям рыночной доходности. Зная показатель р актива, можно количественно оценить величину риска, связанного с ценовыми изменениями всего рынка в целом. Чем больше значение р акции, тем сильнее растет ее цена при общем росте рынка, но и наоборот: акции компании с большими положительными р сильнее падают при падении рынка в целом.
CA = БР (1 - Н) + в • [РД - БР (1 - Н)), (3)
где БР — доходность государственных облигаций, приравниваемая к безрисковой доходности,%; РД — рыночная доходность по данным биржи, на которой торгуются акции компании,%; р — показатель, характеризующий чувствительность финансового актива к изменениям рыночной доходности,%.
Коэффициент р, который оценивает чувствительность цен акций к фондовому индексу, берется, например, с сайта http://www.rts.ru/ru/forts/rtsi-coefflcients.html, или рассчитывается посредством ковариации относительного приращения выбранного фондового индекса и относительного приращения цены акции [2].
Принципиальный подход к определению стоимости заемного капитала выражается в следующем: цена заемного капитала определяется отношением расходов, связанных с привлечением финансовых ресурсов, к самой величине привлекаемого капитала. Рассмотрим некоторые особенности оценки стоимости отдельных элементов заемного капитала.
1. Стоимость банковского кредита определяется на основе процентной ставки по нему, обозначенной в соответствующем договоре, которая и формирует основные расходы заемщика по обслуживанию долга.
2. Стоимость финансового лизинга как одна из форм привлечения кредита (в товарной форме) определяется на основе ставки лизинговых платежей. Данная ставка включает в себя постепенный возврат суммы основного долга (годовая норма амортизации капитального актива-оборудования) и стоимость непосредственного обслуживания долга по лизингу, которая включает в себя:
а) плату за используемые кредитные ресурсы лизингодателем на приобретение имущества;
б) комиссионное вознаграждение лизингодателю за предоставление имущества по договору лизинга;
в) плату за дополнительные услуги, предусмотренные договором лизинга;
г) сумму налогов, выплачиваемых лизингодателем.
3. Стоимость заемного капитала, привлекаемого за счет эмиссии корпоративных облигаций, оценивается на основе ставки купонного процента, формирующего сумму периодических купонных выплат. Если облигация продается на иных условиях, то базой оценки выступает общая сумма дисконта по ней, выплачиваемая при погашении.
Необходимо отметить, что представленные выше положения относительно оценки стоимости заемного капитала в разрезе различных источников его привлечения трудоемко и не всегда целесообразно применять в интересах построения рассматриваемого механизма, поскольку в связи с уникальностью каждой операции заимствования вероятен широкий разброс итоговых значений стоимости заемных средств для компаний, поставляющих мощность. Поэтому в целях унификации подхода предлагается рассчитывать стоимость заемного капитала как среднюю стоимость долговых обязательств, сложившуюся в энергетической отрасли России.
Структура капитала организации отражает соотношение заемного и собственного капиталов, привлеченных для финансирования долгосрочного развития компании. Являясь результатом принятых решений о финансировании, такое соотношение может иметь случайный характер или быть результатом целенаправленного выбора. Но даже сознательно установленная пропорция заемного и собственного капиталов порой далека от оптимальной. Оптимальная структура — это соотношение заемного и собственного капиталов, при котором достигается минимум совокупных затрат на капитал, которым компания финансирует долгосрочное развитие, или средневзвешенных затрат на капитал WACC.
С одной стороны, чрезмерно низкая доля заемного капитала фактически означает недоиспользование потенциально более дешевого, чем собственный капитал, источника финансирования. Такая структура означает, что у компании складываются более высокие затраты на капитал, и создает для нее завышенные требования к доходности будущих инвестиций. С другой стороны, структура капитала, перегруженная заемными средствами, также предъявляет слишком высокие требования к доходности капитала, поскольку повышается вероятность неплатежа и растут риски для инвестора.
В рамках условленного механизма структуру капитала предлагается определять на основе данных бухгалтерского учета [3].
В интересах оценки инвестиционных проектов в 2013 г. Регулятор обратился в один из инвестиционных банков России, которым был подготовлен расчет рублевой ставки WACC по состоянию на июнь 2013 г. (см. рис. 1).
1. Размер рыночной премии за риск инвестирования в акции представляет собой среднюю разницу между вложениями в рынок государственных облигаций США в период 1928-2012 гг.
2. Доходность к погашению еврооблигаций России-30 (евробонды с погашением в 2030 г. (Russia 30) по состоянию на 16 июня 2012 г.).
3. Доходность к погашению 30-летних казначейских облигаций США по состоянию на 16 июня 2012 г.
4. р представляет собой левереджированное (по среднеотраслевому российскому коэффициенту долг/акционерный капитал для ОГК и ТГК) среднее значение нелевереджированных р для ряда европейских, американских и китайских генерирующих компаний, посчитанных по отношению к индексу MSCI World за 3 года по месячным промежуткам.
Долларовая безрисковая ставка России'2' 7,72% - Безрисковая ставка США'3' 4,42%
Страновая рыночная премия за риск 3,30% + Рыночная премия за риск на развитых рынках'1' 5,65%
> г
Скорректированная премия за рыночный риск 8,95%
х
Бета с учетом долговой нагрузки'4' 1,04%
Спрэд между Долларовая + долларовыми безрисковая и рублевыми
ставка России'2' государственными 7,72% облигациями*5'
3,25%
_У_
Рублевая безрисковая ставка России 10,97%
+
Кредитный спрэд компаний сектора'5' 3,83%
+
Рис. 1. Расчет рублевой ставки WACC
5. Спред между наиболее ликвидными и обладающими сопоставимой дюрацией рублевыми и долларовыми государственными облигациями: ОФЗ 46020 и Россия-2028.
6. Рассчитывается как спред между средней доходностью к погашению торгуемых облигаций ТГК, ОГК и рублевой безрисковой ставкой.
7. Расчетная ставка налога на прибыль — 20%.
капитальные затраты компании представляют собой расходы на создание проекта, строительные расходы, стоимость оборудования, инжиниринговые и административные расходы, расходы на создание подъездных путей и трубопроводов, обеспечение наладочных, пусковых работ и т. д.
Учитывая тот факт, что строительство электростанции — растянутый во времени процесс и, как правило, составляет несколько лет, для получения адекватного времени ввода в эксплуатацию величины капитальных затрат последние приводятся посредством компаундирования к началу года, в проводимой оценке инвестпроекта (принимается допущение, что расходы в период строительства осуществляются в конце каждого года).
ц -1
С = £ [с. (1 + WACC)] , (4)
i=Ч - j
где I — год понесения капитальных затрат; ] — количество лет, в течение которых осуществлялись капитальные затраты; t0 — год оценки инвестпроекта.
Сумма капитальных затрат каждого года уменьшается на величину доли доходов от продажи по регулируемой цене действующими станциями генерирующей компании, определяемой как отношение включенной в тариф действующих станций инвестиционной составляющей к тарифу, пропорционально распределению указанных доходов между всеми инвестиционными проектами компании, реализуемыми в соответствующем году.
- TIi Ж.
С = С. - БМ1 • т- , (5)
где С. — капитальные затраты года I; БМ. — доходы компании от продажи электроэнергии по тарифу; Т1. — удельная величина заложенных в тариф на мощность года I расходов на инвестиции; Т1 — размер тарифа на электроэнергию года I; 1М1 — инвестиционные расходы года I, относящиеся к оцениваемому проекту; 11 — совокупные по всем проектам инвестиционные расходы компании в году I.
Учет накопленной амортизации активов при определении возврата на капитал обусловлен снижением способности капитала приносить доход на протяжении рассматриваемого периода каждый последующий год.
Вместе с тем в расчет ежегодной выручки компании необходимо включать величину годовой амортизации активов, что является отражением принципиальной логики возврата генератору инвестиций, в части компенсации компании издержек, связанных с поддержанием оборудования в готовности к выработке электроэнергии.
Накопленная амортизация активов А& на конец года & и ежегодная амортизация активов А (применяется линейный метод начисления амортизации) рассчитываются по формулам:
А& = & • С , (6)
А = С. (7)
В данном механизме принимается допущение, что весь генерирующий объект полностью амортизируется линейным методом в течение периода участия компании в инвестиционном проекте.
Разумеется, что в целях бухгалтерского и налогового учета выбор метода начисления амортизации производится применительно к каждому амортизируемому объекту электростанции, т. е. организация может параллельно использовать как линейный, так и нелинейный методы амортизации; а в соответствии с налоговым учетом в случае применения нелинейного метода амортизация начисляется по каждой амортизационной группе, а не по каждому объекту амортизируемого имущества.
Тем не менее в интересах проведения инвестиционного анализа нет необходимости вычисления ежегодной амортизации согласно бухгалтерскому или
налоговому учету, поскольку каждая компания проводит свою амортизационную политику, которая отличается от организации к организации и может поставить оцениваемые проекты в неравноправные условия.
Под компенсацией стоимости оборотного капитала подразумеваются те денежные средства компании, которые она вынуждены исключить из оборота, связав их необходимым для выполнения требований нормативных документов и ведения операционной деятельности запасом топлива.
Компенсация стоимости оборотного капитала O оценивается в процентах от переменных затрат компании:
Ок = N0 (Инфрк+МСк) ■ N ■ КШМ ■ НУ, (8)
где NO — норма оборотного капитала,%; Инфр — стоимость услуг инфраструктурных организаций, начисляемая на 1 МВт • ч произведенной электроэнергии, руб./МВт • ч; MC — топливные затраты на 1 МВт • ч, руб.; N — установленная мощность генерирующего оборудования, МВт; KIUM — коэффициент использования установленной мощности оборудования, %; HY — количество часов в году (8760 — в обычном году, 8784 — в високосном).
QFUЪ
MCk = UDk • • CFNk, (9)
где ив — удельный расход условного топлива на производство 1 МВт • ч, т. у. т/ МВт • ч; QFN — теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг; QFU — теплота сгорания условного топлива, ккал/кг; CFN — стоимость натурального топлива, руб.
Предполагается использование представленных (или полученных на основании фактических данных) специализированными организациями прогнозных значений CFN для различных видов тепловых станций, а также величины ив, определенной для среднестатистической станции соответствующего типа.
К условно-постоянным затратам УПЗ относятся операционные расходы компании, имеющие прямое или косвенное отношение к производству и поставке мощности и электроэнергии, за исключением расходов на топливо и оплату услуг инфраструктурных организаций. В перечень условно-постоянных затрат входят фонд оплаты труда, единый социальный налог, страхование, ремонтное и техническое обслуживание, оплата услуг Системного оператора, налог на имущество, затраты на пожарную охрану и иные обоснованные операционные расходы. Амортизационные отчисления учитываются отдельно от УПЗ.
УПЗ определяются для каждого года й планового срока участия в инвестиционном проекте, поэтому необходимо учитывать предполагаемую динамику изменения конкретных затрат (фонд оплаты труда рассчитывается на основе официальных прогнозов государственных органов по динамике инфляции и (или) росту заработной платы и (или) доходов населения; налог на имущество — исходя из остаточной стоимости имущества и ставки налога, действующей на момент проведения оценки инвестиционного проекта или вводимой с какого-либо периода в будущем, если такой ввод определен нормативным актом, и т. п.).
Учитывая тот факт, что генерирующая компания получит прибыль не только за счет продажи мощности, но и за счет продажи электроэнергии на рынке
«на сутки вперед» (далее — РСВ) и посредством заключения свободных двусторонних договоров, выручка компании от продажи мощности уменьшается на величину прибыли от продажи электроэнергии P.
Принимается допущение, что прибыль, получаемая от продажи 1 МВт • ч электроэнергии по двухсторонним договорам, равна прибыли от продажи 1 МВт • ч на рынке «на сутки вперед». В основе данного допущения лежит определение инструмента покупки/продажи электроэнергии посредством двухсторонних договоров. Две компании заключают договор такого типа о поставке некоторого объема электроэнергии будущем по заранее оговоренной цене. Таким образом, организации хеджируют свой риск от сильного изменения цены РСВ, уходят от неопределенности ценообразования на рынке «на сутки вперед». Вместе с тем ни одной из сторон договора не выгодно, чтобы цена поставки значительно отличалась от цены РСВ, поскольку такие договорные условия могут привести к существенным убыткам проигравшей компании. В дополнение к обоснованию принятого допущения необходимо сказать, что цену свободного договора знают только стороны последнего, она является коммерческой тайной и недоступна для инфраструктурных организаций.
Pk = KIUM • N • (pk - MCk - Инфрk) Koef • HY, (10)
Koef = 1 - N, (11)
где P — прибыль от продажи электроэнергии, руб.; p — прогноз цены РСВ на электроэнергию, руб./МВт • ч; Инфр — платежи инфраструктурным организациям за предоставление услуг; Огр — ограничения выдачи мощности, связанные с пропускной способностью линий электропередачи сетевых компаний, МВт.
В качестве прогноза цены РСВ предполагается использовать данные Министерства экономического развития РФ, а также специализированной организации ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» [4; 5].
Учет рыночной стоимости действующего генерирующего оборудования в расчете выручки от продажи мощности обусловлен тем, что и по истечении планового срока участия в инвестиционном проекте генерирующее оборудование способно приносить доход. Для унификации расчета рыночной стоимости генерирующего оборудования учитывается удельная (за 1 МВт установленной мощности) стоимость оборудования, размер которой устанавливается Регулятором и основан на данных, предоставленных специализированными организациями. При расчете выручки от продажи мощности учитывается потенциальная чистая прибыль компании от продажи оборудования в начале года, следующего за последним годом участия в инвестиционном проекте.
Vрын = VCуд • N (1 - H), (12)
где уРын — рыночная стоимость генерирующего оборудования в начале года, следующего за последним годом участия в инвестиционном проекте, руб.; VCYfl — стоимость 1 МВт установленной мощности оборудования в начале года, следующего за последним годом участия в инвестиционном проекте, руб./МВт.
Приведенная стоимость денежных потоков рассчитывается по формуле:
PV = у ДМ *___Vрын , (13)
(1 + WACC)*-0,5 (1 + WACC)n '
где PV — стоимость денежных потоков, приведенная к году оценки инвестпро-екта, руб.
Принимаются следующие допущения.
• Денежные потоки в пределах каждого периода участия в инвестиционном проекте поступают на счета компании равномерно в течение года.
• Денежные потоки, полученные компанией в постпрогнозный период (равные рыночной стоимости генерирующего оборудования), поступают на счета компании в начале первого года постпрогнозного периода.
Размер годового платежа за единицу мощности SN определяется как аннуитет от приведенной стоимости денежных потоков:
PV • WACC • (1 + WACC)n
---— + ^Pt 1
(1 + WACC)n - 1 t0 -1
SNto = —--N-, (14)
Apt0-! = (-! - P®-! - MCn0 -! + MC®-i) • (1 + WACC) • KIUM • N • Koef • HY, (15)
где SN — платеж за единицу мощности, руб./МВт; Аpt -1 — компенсация отклонения фактической прибыли с РСВ от ее прогноза, руб.; рф -1 — фактическая цена РСВ, руб./МВт • ч; р^0 -1 — прогнозная цена РСВ, руб./МВт • ч; MCЦо-1 — прогнозные топливные издержки, руб./МВт • ч; MCf -1 — фактические топливные издержки, руб./МВт • ч.
С точки зрения оценки конкурентоспособности инвестиционного проекта за право быть реализованным применение или неприменение аннуитета в рамках расчета платы за мощность не имеет особенного значения, однако расчет платы за единицу мощности подразумевает фактическое вознаграждение инвесторам со стороны государства в случае отбора их проекта в сводную инвестиционную программу, что определяет разногласия между поставщиками и потребителями электроэнергии и мощности.
С одной стороны, совершенно очевидно, что осуществление ежегодных выплат генераторам по нисходящей кривой создаст очень сильную финансовую нагрузку на покупателей, обеспечит возврат основной суммы капитала инвесторов в первые годы прогнозного периода, тем самым демотивировав последних принимать активное участие в развитии конкурентного рынка мощности и отрасли в целом, поскольку риск невозврата инвестиций будет сведен к нулю.
С другой стороны, применение коэффициента аннуитета не логично, поскольку в перспективе возможен иной порядок формирования конкурентных отношений в части покупки/продажи мощности, а значит, гарантия дальнейших платежей в рассчитанном периоде отсутствует.
Кроме того, аннуитет — это фактор, который в первой половине срока жизни проекта будет генерировать отрицательную экономическую прибыль. При этом внедрение аннуитета увеличит срок окупаемости проекта, так как потребует использования заемных средств в течение более длительного периода.
В качестве одного из вариантов выхода из сложившейся ситуации можно рассматривать подход применения аннуитета в рамках некоторых периодов внутри срока участия компании в инвестпроекте.
Итогом работы является разработанный метод оценки инвестиций генерирующих предприятий российской тепловой электроэнергетики, практическое использование которого может служить ориентиром для инвестиционной деятельности, направленной на техническое перевооружение электростанций и строительство инновационных энергообъектов.
В работе приведены ключевые показатели на примере инновационно-инвестиционных проектов генерирующих объектов (ОАО «Электро-20» и ОАО «Электро-40»). В табл. 1 представлены ключевые показатели.Из предлагаемых в адрес инвестора вариантов инвестиционных проектов электростанций с помощью предлагаемой методики производится выбор инновационно-инвестиционных проектов.
таблица 1
Показатели оценки эффективности инновационно-инвестиционных проектов в тепловой электроэнергетике
условное обозначение Параметр Единица измерения оло «Электро-20» оло «Электро-40»
N Срок участия компании в инвестиционном проекте Лет 15 15
Р Прогноз цены РСВ Руб./МВт • ч 550 600
KIUM Коэффициент использования установленной мощности — 0,50 0,30
NO Норма оборотного капитала — 0,06 0,06
с Капитальные затраты Тыс. руб 13 000 000 11 000 000
WACC Средневзвешенная стоимость капитала — 0,177 0,177
н Ставка налога на прибыль — 0,2 0,2
УПЗ Условно-постоянные затраты Тыс. руб 650 000 600 000
в Суммарная приведенная стоимость денежного потока Тыс. руб 19 663 377 16 137 445
Koef Коэффициент готовности к выработке электроэнергии — 1 1
N Установленная мощность оборудования МВт-ч 500 500
Инфр Стоимость услуг инфраструктурных организаций Руб./МВт • ч 0,8 0,8
Огр Ограничения выдачи мощности МВт • ч 0 0
SN Ежемесячная плата за единицу мощности Тыс. руб 635 521
С¥и Стоимость тонны условного топлива Тыс. руб 2,0 2,0
ив Удельный расход условного топлива Т.у.т/МВт • ч 0,3 0,3
Полученная информация о фактической стоимости для потребителей реализации инвестиционных проектов подлежит оценке и сравнению внутри групп однородных по типам мощностей, территориальному распределению и другим
признакам объектов электроэнергетической системы на предмет минимизации совокупной финансовой нагрузки на покупателей мощности.
На примере двух инновационно-инвестиционных проектов, согласно данным табл. 1, с точки зрения оценки инвестиций в проект, связанный со строительством ТЭЦ-40, является более выгодным по сравнению с ТЭЦ-20, так как ежемесячная плата за единицу мощности составляет 521 000 руб./МВт против 635 000 руб./ МВт, и для государства появляется формальный признак принятия решения в пользу ОАО «Электро-40» на основании оценки минимизации совокупной финансовой нагрузки на покупателей мощности.
В результате часть мощности должна быть востребована рынком по рассчитанной цене, капитал «отобранных» инвесторов возвращен в течение периода участия компаний в инвестиционном проекте с расчетной нормой доходности.
Литература
1. клейнер Г. Б. Территории инновационного развития. М.: ГУУ, 2010. 323 с.
2. Бета и альфа коэффициенты для акций, включенных в список для расчета Индекса РТС: [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.rts.ru/ru/forts/rtsi-coefficients. html.
3. Положение по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации: Приказ Министерства финансов Российской Федерации от 29 июля 1998 г. № 34н (в ред. приказов Минфина РФ от 30 декабря 1999 г. № 107н, от 24 марта 2000 г. № 31н, от 18 сентября 2006 г. № 116н, от 26 марта 2007 г. № 26н, от 25 октября 2010 г. № 132н, от 24 декабря 2010 г. № 186н, с изм., внесенными решением Верховного суда РФ от 23 августа 2000 г. № ГКПИ 00-645): [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_111058/.
4. Прогнозный баланс развития электроэнергетики на период 2009-2015 гг. и на 2020 г. // Официальный сайт ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике»: [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.e-apbe.ru/5_years.
5. сценарные условия социально-экономического развития РФ на 2012-2014 гг. // Официальный сайт Министерства экономического развития Российской Федерации: [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.economy.gov.ru/wps/wcm/connect/bfd076804 69708e19d3edfb4415291f1/scenarnie_usloviya.rar?M0D=AJPERES&CACHEID=bfd0768 0469708e19d3edfb4415291f1.
