Организационно-экономический механизм финансирования инвестиционных программ генерирующих компаний.

ПооценкеПравительства, к 2020г. 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 документеПравительствопопыталосьучестьсценарийразвитиявсейпромышленностии социальнойсферыдо 2020г., длятогочтобыснизитьрискпоявленияэнергодефицитных регионоввбудущем.ВсоответствиисГенеральнойсхемой, наибольшийприростгенерацииобеспечаттепловые станции. ПопланамПравительства, до 2015г. Встранедолжнобытьвведенооколо 93 ГВт тепловыхмощностей. Сучетоматомнойигидрогенерации, совокупныйвводмощностейв Россиидо 2015г. составит 117,7 ГВт.Макроэкономическая эффективностьинвестиционногопроектаоценивается поего способностивлиятьнаформированиеВВП. Оценкамакроэкономическойрезультативностибазируетсянаопределениипрямого икосвенногомакроэкономическогоэффектадлякаждогогодареализациипроекта. Прямоймакроэкономическийэффект (ПМЭ) реализацииинвестиционногопроектаоцениваетсякакобъемВВП, обусловленныйинвестициямивосновнойкапитал, и стоимостьютоварнойпродукции, произведеннойнасозданныхобъектахвгодбезучетазатратнаоплатутоваровиуслугиностранныхпоставщиковиподрядчиков. Косвенныймакроэкономическийэффект (КМЭ) – дополнительныедоходы, образующиесявэкономикеподвлияниемиспользованияпрямых (входящихвсоставПМЭ) доходовучастниковхозяйственнойдеятельности (населения, предприятий, государства) напокупкироссийскихпотребительских инвестиционных товаровиуслуг.«Передэнергетикамиигосударствомстоитнепростаязадача: обеспечитьинвестиционнуюпривлекательностьотраслииминимизироватьтарифнуюнагрузку напотребителей»[10].2.3 Возможные риски для инвесторовПод 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. различаютсяпочтивдвоевпрогнозахМинпромэнерго, РАО «ЕЭС России».Ещебольшеразличаютсярегиональныепрогнозыэлектропотребления, выполненныепооперационнымзонамТГК, территориякоторыхобъединяет, какправило, несколькосубъектовФедерации. Динамикаэтогороставпериоддо 2020г. Вкаждойоперационнойзонеоченьнеравномерна, сильноразличаютсяитемпыростаспросавразличныхзонах.Разницавдинамикеразвитиярегиональныхрынковнапрямуювлияетнапотенциал развитиякомпаний (особенно – ТГК, работающихнаданномрынке) иуровеньнаконкуренцииинвестиционныхпроектовдругсдругомисдействующимимощностямиза «местовбалансе».Вторым факторомриска для инвесторовявляется динамика центоплива для электростанций. Принятыеполитическиерешенияполиберализациироссийскогорынка газаивыходуна «равновесные» (сэкспортными) ценыдлявнутреннихпотребителейк 2011г. Приведуткизменениюценовыхпропорций «газ/уголь» ипересмотрупрежнейсистемыинвестиционныхприоритетоввразвитиитепловыхэлектростанций. Кратныйрост ценгаза (в 2,5-3,5 раз), преждевсего, отразитсянадоходахсуществующейиновойгазовой генерации, стимулируя масштабное техническое перевооружение существующих станцийиограниченноеразвитиеновыхгазовыхмощностей (восновном – длякомбинированногоэлектро- итеплоснабжения (ТЭЦ), атакжеврайонахгазодобычисболеенизкойценой).Неопределенностьростаценгазалишьотчастисвязанасдиапазономизменения мировыхценнефти, ккоторым «привязаны» экспортныецены. Неменеезначимымбудет влияниеособенностейорганизацииновогорынкагаза, контрактнымиусловиямиегопоставкидляэлектростанций, особенностьюкоторыхявляетсяпеременныйрежимпотребления. ОсновнаянеопределенностьизмененияценуглядляэлектростанцийсвязанасрешениямиобуровнерегулируемыхтарифовнаегоперевозкупожелезнымдорогамсучетоминвестиционнойпрограммыОАО «РЖД» инеобходимости расширения мощностейтранспортныхкоридоровдляобеспеченияк 2020г. 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 2020г. Ихоценкиразличаютсявдвое – от 135 до 260 млрд. долларов (вценах 2005г.). 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. НоприэтомотпускныеценыэлектроэнергиивЕвропейскойчастиРоссииужек 2015 году могутвплотнуюприблизитсякеёценамвЕвропейскомСоюзе, лишаяотечественныхпроизводителейодногоизважныхконкурентныхпреимуществ. Будутлиэкономикаиобществоготовыплатитьтакуюцену? Вситуации, когдасоздаваемаявэлектроэнергетикеконкурентнаярыночнаясредабудеттранслироватьосновныеэкономические рискивцену, именновэтомвопросесодержитсяглавныйполитическийрискдляинвестиций, даидляреформывцелом. Квалифицированнаяоценкаэтогорискапотребуетсерьезногомакроэкономическогоанализаценовыхпоследствийреформированиявэлектроэнергетике, итакойанализ выполняетсяспециалистами. Нодляэффективногорешенияэтойпроблемынеобходима работапоформированиюсистемыактивногоучастиягосударствавэкономическомстимулировании ирегулировании инвестиционной деятельности, которая предложила бы различныеинструментыснижениярисковинвестиций, уменьшаятемсамымирисковую премиювценеэлектроэнергии.ЗАКЛЮЧЕНИЕВусловияхпереходав 2011г. 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.Заключениедолгосрочныхдоговоровсучастиемгосударствавкачествеединогопокупателянапоставкуэлектрическойитепловойэнергииотновыхобъектов 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.Заключениедолгосрочногодоговорапоставкиэнергии междугенерирующейкомпаниейи «единымпокупателем» позволитрешитьследующиезадачи: обеспечитьинвестиционнуюпривлекательностьпроектов; предотвратить ценовые манипуляции на рынке электроэнергии в условиях дефицитамощностей; инициировать умеренный темп роста тарифов на электрическую и тепловую энергиюдляпотребителейрегиона.СистемаценообразованияврамкахданногоДоговорадолжнабытьвыгоднакакпроизводителям, 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 ЛИТЕРАТУРЫАрчибальд, 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 электроэнергетикиРоссии в условиях ее либерализации / Э.П. Волков, В.А. Баринов. Известия Академии наук. Энергетика, 2006, № 6. – С.3-9Волков, Э.П., БариновВ.А., МаневичА.СПерспективыразвитияэлектроэнергетикиРоссиидо 2030г.Журнал «Финансы и экономика».№ 01 (103) январь 2009Игонина, Л.Л. Инвестиции. – М.: ИД «ИНФРА-М», 2007. – 478 с.Кудрявый, В. Стратегия развития электроэнергетики для России.Журнал «Промышленные ведомости» № 16, ноябрь 2004Кучарина, 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», 2008Методика 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 рынкаИнтернет-ресурс: http://institutiones.com Экономический портал. А.И. Кузовкин, И.Е. НикольскийОрганизационно-экономический механизм финансирования инвестиционных программ генерирующих компанийИнтернет-ресурс: http://2010.therussiaforum.com/ru Форум Россия. Обзор сессии. Сетевые и генерирующие компании: регулирование и свободный рынок – что осталось сделать? 5 февраля 2010Интернет-ресурс: http://www.energyland.info Интернет-портал сообщества ТЭК. Аналитика – Генерация энергии