Организационно-экономический механизм финансирования инвестиционных программ генерирующих компаний

Пооценке

Правительства, к 2020 г. около 57% сегодняшнегообъемамощностейтепловыхэлектростанцийотработают свой ресурс. К этому периоду, с учетом работ по техническому перевооружению, предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51.7 млн.

кВт установленноймощности, втомчисленатепловыхэлектростанциях — 47.7 млн.

кВтина атомных — 4 млн.

кВт. Энергоемкостьроссийскойэкономикивтомчислеявляетсяследствиемвысокогоуровня затраттопливных ресурсовнапроизводствоэлектроэнергии натепловыхстанциях, что вызвано низким КПД российского генерирующего оборудования. Для решения проблем низкойэффективностиэлектрогенерацииивцеляхобеспечениядополнительногопритока финансовыхресурсоввотрасль, направленныхнастроительствоновыхимодернизацию старых мощностей Правительством России была разработана Генеральная схема размещенияобъектовэлектроэнергетикидо 2020 года. Данныйдокументсоздавалсясучетом прогнозовростапотребленияпорегионаминовогостроительства. Тоесть, посути, вновом документе

Правительствопопыталосьучестьсценарийразвитиявсейпромышленностии социальнойсферыдо 2020 г., длятогочтобыснизитьрискпоявленияэнергодефицитных регионоввбудущем. Всоответствиис

Генеральнойсхемой, наибольшийприростгенерацииобеспечаттепловые станции. Попланам

Правительства, до 2015 г. Встранедолжнобытьвведенооколо 93 ГВт тепловыхмощностей. Сучетоматомнойигидрогенерации, совокупныйвводмощностейв Россиидо 2015 г. составит 117,7 ГВт. Макроэкономическая эффективностьинвестиционногопроектаоценивается поего способностивлиятьнаформирование

ВВП. Оценкамакроэкономическойрезультативностибазируетсянаопределениипрямого икосвенногомакроэкономическогоэффектадлякаждогогодареализациипроекта. Прямоймакроэкономическийэффект (ПМЭ) реализацииинвестиционногопроектаоцениваетсякакобъем

ВВП, обусловленныйинвестициямивосновнойкапитал, и стоимостьютоварнойпродукции, произведеннойнасозданныхобъектахвгодбезучетазатратнаоплатутоваровиуслугиностранныхпоставщиковиподрядчиков. Косвенныймакроэкономическийэффект (КМЭ) — дополнительныедоходы, образующиесявэкономикеподвлияниемиспользованияпрямых (входящихвсостав

ПМЭ) доходовучастниковхозяйственнойдеятельности (населения, предприятий, государства) напокупкироссийскихпотребительских инвестиционных товаровиуслуг."Передэнергетикамиигосударствомстоитнепростаязадача: обеспечитьинвестиционнуюпривлекательностьотраслииминимизироватьтарифнуюнагрузку напотребителей"[10]. 2.3 Возможные риски для инвесторов

Под риском понимаетсявозможностьвозникновениятакихусловий, которыеприведуткнегативнымпоследствиямдлявсехилиотдельныхучастниковпроекта. Реализацияинвестиционныхпроектов, какправило, осуществляется вусловияхдействияфактороврискаинеопределенности. Поднеопределенностьюпонимаетсянеполнотаилинеточностьинформацииобусловиях реализациипроекта, вт.ч. освязанныхснимзатратахирезультатах. Неопределенность, обусловленнаявозможностьювозникновениявходереализациипроектанеблагоприятныхситуацийипоследствий, характеризуется понятиемриска. Факторырискаинеопределенностиподлежатучетуврасчетахэффективности, еслипривозможныхусловияхреализациизатратыирезультатыпопроектуразличны."Приоценкепроектовнаиболеесущественнымипредставляютсяследующиевидынеопределенностейиинвестиционныхрисков: риск, связанныйснестабильностьюэкономическогозаконодательстваитекущейэкономическойситуации, условийинвестированияи использованияприбыли;

внешнеэкономический риск (возможность введения ограничений наторговлюипоставки, закрытияграниципр.); неопределенность политической ситуации, риск неблагоприятных социально-политическихизмененийвстранеилирегионе; неполнота или неточность информации о динамике технико-экономическихпоказателей, параметрахновойтехникиитехнологии; колебаниярыночнойконъюнктуры, цен, валютныхкурсовидр.; неопределенность природно-климатических условий, возможность стихийныхбедствий; неполнота или неточность информации о финансовом положении и деловой репутации предприятий — участников (возможность неплатежей, банкротств, срывовдоговорныхобязательств)"[8, 123]. Результатыпроявлениянеопределенностимогутбыть: положительными (прибыль, доход); отрицательными (убытки, ущерб); нулевыми (безубыточныйрезультат).Первым фактором риска для инвесторов является высокая неопределенность прогнозовэлектропотребления. Ожидаемыеприростыэлектропотребленияс 2006 по 2020 гг. различаютсяпочтивдвоевпрогнозах

Минпромэнерго, РАО «ЕЭС России». Ещебольшеразличаютсярегиональныепрогнозыэлектропотребления, выполненныепооперационнымзонам

ТГК, территориякоторыхобъединяет, какправило, несколькосубъектов

Федерации. Динамикаэтогороставпериоддо 2020 г. Вкаждойоперационнойзонеоченьнеравномерна, сильноразличаютсяитемпыростаспросавразличныхзонах. Разницавдинамикеразвитиярегиональныхрынковнапрямуювлияетнапотенциал развитиякомпаний (особенно — ТГК, работающихнаданномрынке) иуровеньнаконкуренцииинвестиционныхпроектовдругсдругомисдействующимимощностямиза «местовбалансе». Вторым факторомриска для инвесторовявляется динамика центоплива для электростанций. Принятыеполитическиерешенияполиберализациироссийскогорынка газаивыходуна «равновесные» (сэкспортными) ценыдлявнутреннихпотребителейк 2011 г. Приведуткизменениюценовыхпропорций «газ/уголь» ипересмотрупрежнейсистемыинвестиционныхприоритетоввразвитиитепловыхэлектростанций. Кратныйрост ценгаза (в 2,5−3,5 раз), преждевсего, отразитсянадоходахсуществующейиновойгазовой генерации, стимулируя масштабное техническое перевооружение существующих станцийиограниченноеразвитиеновыхгазовыхмощностей (восновном — длякомбинированногоэлектроитеплоснабжения (ТЭЦ), атакжеврайонахгазодобычисболеенизкойценой).Неопределенностьростаценгазалишьотчастисвязанасдиапазономизменения мировыхценнефти, ккоторым «привязаны» экспортныецены. Неменеезначимымбудет влияниеособенностейорганизацииновогорынкагаза, контрактнымиусловиямиегопоставкидляэлектростанций, особенностьюкоторыхявляетсяпеременныйрежимпотребления. Основнаянеопределенностьизмененияценуглядляэлектростанцийсвязанасрешениямиобуровнерегулируемыхтарифовнаегоперевозкупожелезнымдорогамсучетоминвестиционнойпрограммы

ОАО «РЖД» инеобходимости расширения мощностейтранспортныхкоридоровдляобеспеченияк 2020 г. Неменеечемдвукратногоростапотребленияуглянаэлектростанциях. Этотфакторнаиболееважендляразвитияугольных электростанцийвевропейскойчастистраны, гдеужесейчастранспортнаякомпонента достигаетполовиныотценыпоставкиугля. Уровеньцентопливанапрямуювлияетнаконкурентоспособностьинвестиционных проектоввтепловойгенерации. Топливныезатратысоставляют свыше 40% отценыпроизводствановойугольнойи 65−70% - нановойпарогазовойстанции. Второйпозначимостикомпонентойявляютсякапитальныезатраты, поэтомуширокийразбросстоимостиоборудованияисроковстроительстварасширяемыхиновыхэлектростанцийявляетсятретьимизосновныхфакторовриска. Инвестиционная программа в электроэнергетике обоснованно ориентируется на современныетехнологическиерешения — парогазовыеустановкиск.

п.д. до 55−60%, паросиловыеугольныеустановкинасуперсверхкритическиепараметрыпараск.

п.д. до 47%, а такжеустановки, использующиетехнологиюциркулирующегокипящегослояснизким объемомвыбросоввредныхвеществ. Однакостагнациявинвестиционнойсферевпоследние 15 летпривела к резкомуснижениюинновационногоистроительногопотенциала отрасли. Отсутствуетопытсерийногопроизводстваимонтажанового, высокотехнологичногооборудования, опытмассовогопроектированияистроительстваобъектов. Врезультатемногиеинвестиционныепроектыявляютсяпионернымииуникальными, аинвесторысталкиваютсясрискомростарасходовнадоводкуиотладкуновыхпроектныхи инженерныхрешенийнаголовныхблоках. Варьированиенеобходимогомасштабавводагенерирующихмощностейиихстоимостьопределяютдостаточноширокийдиапазонпотребностейгенерациив инвестициях. Напериоддо 2020 г.

Ихоценкиразличаютсявдвое — от 135 до 260 млрд. долларов (вценах 2005 г.). Интенсивностьинвестированиявырастеткратно: объемкапиталовложенийв 2016;2020 гг. будетв 2−4 разабольше. Более половиныэтихрасходовприходитсянаприватизируемыйсектортепловойгенерации — основнаячастьпроектовтехническогоперевооруженияиразвитиягазовыхиугольных электростанцийдолжнабудетосуществлятьсясиламиисредствамичастныхинвесторов. Прирезком ростекапиталовложений амортизационныеотчисленияобеспечатнеболее 10−20% отихобъема. Переходксвободнымценами отменацелевойинвестиционнойкомпонентывтариферезкосокращаетвозможностигарантированногофинансированиякапиталовложенийзасчетприбылиииныхсобственных источников. Единственнымвыходомявляетсярасширенноепривлечениевнешнихресурсов, долякоторыхвэтотпериодможетдостигнуть 60−70%. Высокаядолявнешнегофинансированиявгенерации (до 55%) сохранитсяив 2011;2015 гг.

итолькокпоследнему пятилетиюсократитсядо 30−35%. Активныйростдолипривлеченныхсредствисвязанныхснимифинансовыхобязательствявляетсяещеодним, четвертымфакторомриска, какдлястратегическихинвесторов, так идля кредиторов генерирующих компаний, вусловиях неопределенности спроса, центопливаиинвестиционныхрасходовкфинансовойустойчивостиидоходам компанийпредъявляютсявсеболеежесткиетребования. Наличиесерьезныхрисковдлявложенийвразвитиегенерирующихмощностейсовсемнеозначаеттого, чтоэтотсекторстанетнепривлекательнымдляинвестирования. Решающимдляинвесторовявляетсябалансмеждупрогнозируемымирискамисодной стороныидоходами — сдругой. Анализцелевойрыночноймоделивэлектроэнергетике показывает, что создаваемая система спотовых и контрактных конкурентных рынков энергии, мощности, системныхуслугспособнаобеспечитьэффективнуютрансляциюосновныхинвестиционныхрисковвценуэлектроэнергии. Так, конкурентныйрынокэлектроэнергии, ориентирующийсянапеременныеиздержкипоставщиков, будетподдерживатьростоптовойценыэлектроэнергиипропорциональноростуцентопливадляэлектростанцийи, следовательно, компенсируетувеличение топливныхзатратприкратномростеценгазаиудорожаниидругихвидовтоплива. Прогнозируемыйуровеньконкурентныхценвпринципедостаточендляобеспечениятекущихзатрат, инвестиционныхисвязанныхснимифинансовыхобязательстввсферегенерации. Ноприэтомотпускныеценыэлектроэнергиив

ЕвропейскойчастиРоссииужек 2015 году могутвплотнуюприблизитсякеёценамв

ЕвропейскомСоюзе, лишаяотечественныхпроизводителейодногоизважныхконкурентныхпреимуществ. Будутлиэкономикаиобществоготовыплатитьтакуюцену? Вситуации, когдасоздаваемаявэлектроэнергетикеконкурентнаярыночнаясредабудеттранслироватьосновныеэкономические рискивцену, именновэтомвопросесодержитсяглавныйполитическийрискдляинвестиций, даидляреформывцелом. Квалифицированнаяоценкаэтогорискапотребуетсерьезногомакроэкономическогоанализаценовыхпоследствийреформированиявэлектроэнергетике, итакойанализ выполняетсяспециалистами. Нодляэффективногорешенияэтойпроблемынеобходима работапоформированиюсистемыактивногоучастиягосударствавэкономическомстимулировании ирегулировании инвестиционной деятельности, которая предложила бы различныеинструментыснижениярисковинвестиций, уменьшаятемсамымирисковую премиювценеэлектроэнергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Вусловияхпереходав 2011 г. к 100-процентномуконкурентному (свободному) ценообразованию на оптовом рынке электроэнергии строительство новых электростанцийстанетвозможнымлишьпридальнейшемувеличенииспроса, что будетсопровождатьсяещебoльшимростомцен, монопольнойприбылипроизводителейисоответствующимущербомдляэкономикиисоциальнойсферы.

Причем присуществующейсистемегосударственногорегулированиятарифовнаэлектроэнергиюнельзяобеспечитьнеобходимогопритокаинвестицийвотрасль. Выходомизэтойситуацииможетстатьреализацияконцепции «Единыйпокупатель», предусматривающейконкуренциюлишьпроизводителейэлектроэнергии. Сфера генерации разделяется на несколько независимых (финансово самостоятельных) электрогенерирующихкомпаний (ЭГК), которыеначинаютконкурироватьзапоставкуэлектроэнергииединомузакупочномуагентству. Реализацияинвестиционныхпроектовсиспользованиемпринциповпроектногофинансированиябудетспособствоватьрасширениюисточниковпривлечения заемногокапитала, таккакзаемщикамибудутвыступатьсозданныекомпанииспециальногоназначения.

Заключение

долгосрочныхдоговоровсучастиемгосударствавкачествеединогопокупателянапоставкуэлектрическойитепловойэнергииотновыхобъектов генерациипозволитсдержатьросттарифовнагенерацию электроэнергии иобеспечитькредиторамипотенциальныминвесторамгарантии возвратавложенногокапитала. Инвестиционнаяпривлекательностьпроектоввозможнатолькопривысоких тарифахнаотпускаемуюпродукцию. Дляобеспечениявнутреннейнормыдоходностипроектовнауровне 13,6% за 15 летсначаластроительствасреднеотпускные тарифынагенерациюэлектроэнергииотновыхмощностейдолжныпревыситьцелевыеуровнина 35−80%. Дляминимизациитарифной нагрузкинеобходимо: предоставитьсоздаваемым компанияминвестиционныеналоговыекредитысотсрочкойпогашенияосновной суммыдолгадомоментадостиженияцелевыхпоказателейэффективностипоинвестиционным проектам; снизитьиздержкигенерирующихкомпаний, что увеличитприбыльиинвестиционныевозможностикомпаний. Такимобразом, наиболееактуальнымдляреализациитехнологийпроектногофинансированияявляетсявопросзаключениядолгосрочныхдоговоровнапоставкуэлектроэнергии.

Заключение

долгосрочногодоговорапоставкиэнергии междугенерирующейкомпаниейи «единымпокупателем» позволитрешитьследующиезадачи: обеспечитьинвестиционнуюпривлекательностьпроектов; предотвратить ценовые манипуляции на рынке электроэнергии в условиях дефицитамощностей; инициировать умеренный темп роста тарифов на электрическую и тепловую энергиюдляпотребителейрегиона. Системаценообразованияврамкахданного

Договорадолжнабытьвыгоднакакпроизводителям, такипотребителямэлектроэнергии. Достичьэтого можно, во-первых, установлениемтарифовдляпроизводителейнадлительный (нескольколет) срок. Вэтомслучаеупроизводителейпоявляютсястимуливремядлясниженияиздержекиполучениядополнительной (экономической) прибыли. Во-вторых — ежегоднойкорректировкой (индексацией) тарифовдляучетаинфляции, измененийценна топливоидругихфакторов, независящихотпроизводителя. Этотпереченьмердалеконеполный, онможетидолженрасширяться. Потому главнаязадачаследующегоэтапареформированияэлектроэнергетики — формирование целостнойсистемыобеспеченияеёустойчивогоразвитиявусловияхконкуренциипри солидарномучастиигосударстваибизнесаврешениистратегическихзадачирациональномраспределениирисковинвестиций."С 1 января 2011 года прекращается действие запрета на сокращение контрольного госпакета в МРСК. После этого станет возможным привлечение стратегических инвесторов (которые могут взять в свои руки управление компанией или войти в ее акционерный капитал, если государство примет соответствующее решение).

Привлечение одной из ведущих мировых компаний в качестве партнера является одной из потенциальных возможностей в будущем; другая возможность заключается в переходе МРСК на единую акцию. Эти альтернативы пока лишь рассматриваются, будущая модель сектора еще не определена и работа над этим вопросом продолжается. Окончательное решение примет правительство"[14].

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ

Арчибальд, Р. Управление высокотехнологичными программами и проектами. -

3-еизд. перераб. и доп. М.: ДМК Пресс; Компания АйТи, 2006. — 472 с. Бадалов, А. Стратегия развития инвестиционной деятельности российской электроэнергетики в период ее либерализации «Экономические стратегии», № 02−2008, стр. 38−43Волков, Э. П. Методическиепринципы обоснования развития электроэнергетики

России в условиях ее либерализации / Э. П. Волков, В. А. Баринов. Известия Академии наук. Энергетика, 2006, № 6. — С.3−9Волков, Э.П., Баринов

В.А., Маневич

А.СПерспективыразвитияэлектроэнергетики

Россиидо 2030 г. Журнал «Финансы и экономика». № 01 (103) январь 2009

Игонина, Л. Л. Инвестиции. — М.: ИД «ИНФРА-М», 2007. — 478 с. Кудрявый, В. Стратегия развития электроэнергетики для России. Журнал «Промышленные ведомости» № 16, ноябрь 2004

Кучарина, Е. А. Инвестиционный анализ. — СПб.: Питер, 2006. — 160 с. Макаров, А.А. «Инвестициивгенерирующиекомпании: оправдываютлидоходыриски?» / А. А. Макаров, В. Ф. Веселов. Институтэнергетическихисследований РАН, М.: журнал «Электро-1пто», 2008

Методика расчета показателей и применения критериев эффективности инвестиционных проектов, претендующих на право получения государственной поддержки за счет средств Инвестиционного фонда РФ. Приказ Минэкономразвития и Минфина России от 23.

05.2006 № 139/82.Михайлова, Э. А. Экономическая оценка инвестиций. Учебноепособие / Э. А. Михайлова, Л. Н. Орлова. — Рыбинск: РГАТА, 2008. — 176 с. Интернет-ресурс:

http://www.izmerenie.ruТермины электроэнергетического рынка

Интернет-ресурс:

http://institutiones.com Экономический портал. А. И. Кузовкин, И.Е. Никольский

Организационно-экономический механизм финансирования инвестиционных программ генерирующих компаний

Интернет-ресурс:

http://2010.therussiaforum.com/ru Форум Россия. Обзор сессии. Сетевые и генерирующие компании: регулирование и свободный рынок — что осталось сделать? 5 февраля 2010

Интернет-ресурс:

http://www.energyland.info Интернет-портал сообщества ТЭК. Аналитика — Генерация энергии