ББК-65.305.14-561

УДК-338.45:621.331:332.146
ББК-65.305.14-561
ОСОБЕННОСТИ ОЦЕНКИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Бельчикова Е.С.
Россия, г. Новосибирск, НГТУ
В статье рассмотрено современное состояние и имеющиеся инвестиционные ресурсы
российской
энергетики,
обоснована
необходимость
утверждения
новых
инвестиционных проектов в данной отрасли. Рассмотрены основные особенности
инвестиционных проектов в энергетике и реализация данных особенностей в текущих
проектах энергокомпаний. Проанализирована специфика взаимосвязи указанных
особенностей и их влияние на инвестиционную привлекательность проектов.
In the article the current state and available investment resources of the Russian power is
considered, need of the approval of new investment projects for this branch is proved. The
main features of investment projects in power and realization of these features in the current
projects of the power companies are considered. Specifics of interrelation of the specified
features and their influence on investment appeal of projects is analysed.
Установленная мощность электростанций Российской Федерации по данным
Минэнерго РФ на 01.07.2011 г. – 216,9 ГВт, в том числе ГЭС – 45,5 ГВт, АЭС – 23,9
ГВт, ТЭС – 147,5 ГВт. При этом, структура основного оборудования электростанций по
техническому состоянию имеет вид:
 ТЭС: до 30 лет – 41%, 31 – 50 лет – 52%, более 50 лет – 7%;
 ГЭС: до 30 лет – 22,3%, 31 – 50 лет – 56,8%, более 50 лет – 20,9%;
 АЭС: до 20 лет – 20,4%, более 20 – 40 лет – 79,6% [1].
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 эффективности –
КПД ТЭС в России 36,6%, в мире 39-41,5%. 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%. Следовательно, энергетическая отрасль Российской Федерации
испытывает острую необходимость в модернизации имеющихся мощностей и
появлении новых для покрытия увеличивающейся нагрузки. В связи с этим, одним из
наиболее важных вопросов является отбор и утверждение инвестиционных проектов в
энергетике. По этому поводу Минэнерго РФ отмечает, что ресурсы для инвестирования
минимальны. При этом, рост цен на топливо выше роста цен на электроэнергию (рост
цен на газ с 1.07.2012 г. – 115 %, рост цен на электроэнергию с 2012 г. – 111%, рост
тарифов сетевых компаний с 2012 г. – 110%), что приводит к снижению необходимой
валовой выручки энергопредприятий. Это, в свою очередь, ведет либо к ухудшению
финансового состояния до критического уровня (при сохранении инвестиционной
программы), либо к корректировке инвестиционных проектов в части объемов, сроков
выполнения, стоимостных параметров и источников финансирования. Таким образом,
для того чтобы новые проекты утверждались, они должны обладать достаточно
высокой инвестиционной привлекательностью. Рассмотрим основные особенности
инвестиционных проектов в энергетике и их влияние на привлекательность проектов
для инвесторов.
1. Особенность отрасли. Электроэнергетика - базовая отрасль экономики
России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической
и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей
экономики страны. Энергетический сектор обеспечивает консолидацию субъектов
Российской
Федерации,
определяет
формирование
основных
финансовоэкономических показателей страны. В то же время, спрос на электро- и теплоэнергию
определяется состоянием экономической конъюнктуры: на уровне всей страны –
изменением ВВП, на уровне населения –средним душевым доходом. Сложные условия
современной экономики России вызывают постоянные изменения в спросе на электрои теплоэнергию, следствием чего являются неопределенность для потенциальных
инвесторов в доходах от инвестиций в энергообъекты. А неопределенность доходов –
одна из причин повышенных рисков вложений средств в инвестиционные проекты в
энергетике.
2. Длительность проектов. Значительная продолжительность проектов
(длительность горизонта планирования) в энергетике связана в первую очередь со
сроками службы энергетического оборудования – при выборе расчетной величины
горизонта планирования для энергообъекта исходят из предполагаемого срока его
эксплуатации. При этом разные элементы основных фондов энергообъектов имеют
разные сроки эксплуатации, поэтому обычно за величину горизонта планирования
принимается период строительства (6-10 лет) и 10-15 лет эксплуатации наиболее
важной части основных фондов (для примера – нормативный срок службы котельных
установок, паровых турбин – 20-30 лет).
3. Высокие капиталовложения. Здесь можно сразу привести несколько примеров
среди энергообъектов, находящихся на данный момент на стадии строительства:
строительство нового энергоблока 420 МВт Ставропольской ГРЭС, капитальные
вложения в данный проект составляют 15,9 млрд. руб (37,8 млн. руб./МВт);
строительство нового энергоблока 450 МВт Уренгойской ГРЭС, капитальные вложения
в данный проект составляют 24,5 млрд. руб (54,4 млн.руб./МВт); строительство блока
№3 225 МВт Харанорской ГРЭС, капитальные вложения в данный проект составляют
11,2 млрд. руб (49,9 млн. руб./МВт); строительство энергоблока №1 208 МВт
Красноярской ТЭЦ-3, капитальные вложения в данный проект составляют 3,16 млрд.
руб (15,2 млн.руб./МВт). Как видно из приведенных примеров, удельные
капиталовложения в строительство новых энергообъектов составляют миллионы
рублей. Данная особенность приводит к необходимости детального и тщательного
обоснования решений по инвестированию проектов нового энергетического
строительства и технического перевооружения основных средств.
4. Сроки окупаемости проектов. Необходимость в капитальных вложениях в
проект зависит от фазы инвестиционного цикла. На прединвестиционной фазе
требуется 2-5% от суммарного объема инвестиций, на инвестиционной фазе
(проектирование, строительство и пуско-наладочные работы) – 95-98% от суммарного
объема инвестиций. Вложенные средства начнут возвращаться только на
эксплуатационной фазе, т.е., с учетом продолжительности инвестиционной фазы – как
минимум через 6-10 лет. Для быстрого возврата средств на эксплуатационной фазе
необходимо постоянное повышение стоимости реализуемого продукта – электро- и
теплоэнергии, а это невозможно. Стоимость электро- и теплоэнергии для
генерирующих компаний определяется исходя из ситуации на оптовом рынке, которая
зачастую непредсказуема, а для сетевых компаний тарифы в настоящее время
подчиняются RAB-регулированию, т.е. тариф формируется таким образом, чтобы
сетевые компании имели возможность постепенно возвращать инвестированные
средства. Постепенный (контролируемый регулирующими органами) возврат средств, в
свою очередь, увеличивает сроки окупаемости проектов. 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 экономики страны и развития ее производственного
потенциала. Другой причиной могут быть выгоды, которые принесет реализация
данного проекта, но которые не могут быть учтены при расчетах.
5. Структура финансирования. Существует несколько форм привлечения
финансовых ресурсов в электроэнергетику. По данным Энергетического института им.
Г. М. Кржижановского основными источниками финансирования проектов в
энергетике являются: для генерации – механизм оптового рынка мощности с
использованием конкурсных процедур (договора ДПМ), для сетевых компаний –
механизм RAB-регулирования [2]. Фактически, проекты нового строительства
генерирующих компаний действительно большей частью реализуются за счет средств,
полученных через механизм платежей за новую мощность по ДПМ. Еще одним
источником финансирования нового строительства генерации является дополнительная
эмиссия акций компаний – в некоторых компаниях данный источник составляет около
70% от общего объема инвестированных средств (ОГК-1). Также для нового
строительства возможно использование кредитования по льготным кредитным ставкам
в государственных банках (из рекомендаций Минэнерго – не выше 8 %). Что касается
сетевых организаций, новое строительство финансируется в основном из
амортизационных отчислений и заемных процентных средств. Проекты ТПиР
генерирующих и сетевых компаний в основном финансируются за счет
амортизационных фондов, накопленной прибыли прошлых лет, средств от возврата
налога на добавленную стоимость. Для сетевых компаний дополнительным источником
финансирования проектов ТПиР и нового строительства является плата за
технологическое присоединение [3]. Атомная энергетика, в свою очередь, участвует в
федеральной программе "Развитие атомного энергопромышленного комплекса России
на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года" и для строительства и проектов по
ТПиР помимо указанных источников финансирования использует бюджетные средства.
6. Ставка дисконтирования. Для расчета ставки дисконтирования в основном
применяют кумулятивный и укрупненный методы. Укрупненный метод подразумевает
определение ставки дисконтирования как средневзвешенной стоимости капитала
(WACC), которая учитывает стоимость собственного (акционерного) капитала и
стоимость заемных средств. Этот метод не могут использовать предприятия, которые
не являются открытыми акционерными обществами, и предприятия, у которых нет
достаточной статистики для расчета чувствительности показателей доходности ценных
бумаг компании к изменению рыночного (систематического) риска. Кумулятивный
метод является более распространенным. В соответствии с этим методом ставка
дисконтирования складывается из минимальной реальной ставки дисконтирования (как
правило, за эту ставку принимают долгосрочные государственные долговые
обязательства), темпа инфляции и премии за риск. Методические рекомендации по
оценке эффективности инвестиционных проектов рекомендуют учитывать три типа
риска при использовании кумулятивного метода: страновой риск; риск ненадежности
участников проекта; риск неполучения предусмотренных проектом доходов. Страновой
риск можно узнать из различных рейтингов, составляемых рейтинговыми агентствами
и консалтинговыми фирмами. Размер премии за риск, характеризующий ненадежность
участников проекта, согласно Методическим рекомендациям не должен быть выше 5%.
Поправку на риск неполучения предусмотренных проектом доходов рекомендуется
устанавливать в зависимости от цели проекта [4]. Риски, учитывающиеся при оценке
инвестиционных проектов в энергетике: риски, связанные с реформированием
энергетики и неустоявшейся нормативно-правовой базой; риски, связанные с
неопределенностью цен на рынке электроэнергии; риски, связанные с
неопределенностью цен на топливо; риски недостоверности прогнозируемой чистой
прибыли или денежного потока; риски, связанные с получением разрешения на
строительство и эксплуатацию; риски, связанные с управлением проектами, и т.д. При
этом, учитывая сроки реализации проекта в энергетике, неточность в принимаемой
ставке дисконтирования даже в 1% может привести к занижению чистого
дисконтированного дохода проекта – оценке прибыльности проекта на протяжении
всего расчетного периода, а также к увеличению дисконтированного срока
окупаемости инвестиций. Низкая прибыльность проекта в таком случае не будет
устраивать потенциального инвестора, а значительный срок окупаемости сделает
проект непривлекательным для банков – потенциальных кредиторов.
Указанные особенности инвестиционных проектов энергетике взаимосвязаны.
Так, значительная продолжительность проектов в энергетике негативным образом
сказывается на их инвестиционной привлекательности в связи с затруднениями в
прогнозировании денежных потоков. Сложность прогнозирования возникает
вследствие изменений макроэкономической ситуации в стране и неопределенности
информации, и, в свою очередь, увеличивает плату за риск неточности
прогнозирования. Также, продолжительность проектов в энергетике увеличивает
значимость ошибки в определении ставки дисконтирования. А величина ставки
дисконтирования уже определяет и прибыльность проекта, и его срок окупаемости.
Рассмотренные особенности инвестиционных проектов требуют самого
внимательного отношения аналитиков в ходе расчета инвестиционного проекта в сфере
энергетики, обоснования его интегральных показателей.
Литература
1. Шишкин А.Н. Текущее состояние, проблемы и перспективы развития
электроэнергетики
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
http://tek2011.minenergo.gov.ru/ru/materials/reports.html
2. Волков Э. П. Развитие электроэнергетики России на период до 2020 года
[Электронный
ресурс]
–
Режим
доступа:
http://tek2011.minenergo.gov.ru/ru/materials/reports.html
3. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года /
Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике [Электронный
ресурс] – Режим доступа: http://www.e-apbe.ru/scheme/
4. Ставка дисконтирования / Бизнес-проект 24 [Электронный ресурс] – Режим
доступа: http://www.bproekt24.ru/Articles/Read/72
Бельчикова Екатерина Святославовна, НовосибирскийГТУ, студент 4 курса
факультета энергетики, 630077, г. Новосибирск, ул. Станиславского 35, кв. 98;
электронный адрес: katushka_170208@mail.ru; контактный телефон: 89529000817.