МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И РАЗРАБОТКЕ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ И БИЗНЕС-ПЛАНОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ НА СТАДИИ предТЭО И ТЭО
(С ТИПОВЫМИ ПРИМЕРАМИ)
КНИГА 1
Методические особенности оценки эффективности проектов в электроэнергетике
УТВЕРЖДЕНО приказом ОАО РАО "ЕЭС России" от 31.03.2008 N 155
Заключение Главгосэкспертизы России от 26.05.99 г. N 24-16-1/20-113
Авторский коллектив:
ДУБИНИН С.К., д.э.н., проф., (руководитель), ГОРЮНОВ П.В., д.э.н., проф., (научный руководитель), БУСАРОВ В.Н., к.г.н., ГОРЮНОВ В.П., к.э.н., ДЬЯЧКОВ А.Б., ИЛЬЮША А.В., д.т.н., проф., ГОРЮНОВА М.П., КЕТКИН Л.А., КОВАЛЕВ А.С., КУРАБЦЕВ А.Б., ЛОПАТКИНА Г.П., ПАНКРАТОВ С.Н., ПОЗДНЯКОВ Н.И., ПОЛЯШОВА Е.В., ПУСТОШИЛОВ П.П., ДЗЮБА А.А.
Рецензенты:
Л.Д.ГИТЕЛЬМАН - Заведующий кафедрой Систем управления энергетикой и промышленными предприятиями Уральского государственного технического университета Уральского политехнического института, доктор экономических наук, профессор;
В.И.ЭДЕЛЬМАН - Исполнительный директор ОАО "Научно-исследовательский институт экономики энергетики", доктор экономических наук, профессор;
Е.В.ЯРКИН - Заместитель Руководителя Федеральной службы по тарифам, доктор экономических наук, профессор.
ВВЕДЕНИЕ
Настоящие "Методические рекомендации..." включают методику оценки эффективности на стадии подготовки инвестиционных предложений и методику оценки эффективности на стадии обоснования инвестиций и подготовки бизнес-планов инвестиционных проектов - книги 1, 2, 3.
Книга 1 посвящена оценке эффективности и разработке бизнес-планов и инвестиционных проектов. В книгах 2 и 3 приводятся практические примеры расчетов оценки эффективности различных типов инвестиционных проектов, с использованием программно-вычислительного комплекса "Energy-Invest". Книги 1, 2 и 3 настоящих "Методических рекомендаций..." представляют собой прошедший длительную апробацию в области, переработанный и дополненный вариант "Практических рекомендаций по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами)"*, утвержденных приказом ОАО РАО "ЕЭС России" от 07.02.2000 г. N 54 на основании Заключения Главгосэкспертизы России от 26.05.1999 г. N 24-16-1/20-113.
Данная работа связана с необходимостью детализации отдельных положений принятой методологии оценки эффективности инвестиций и дополнениями в части новых аспектов и инструментов финансирования проектов, а также учетом особенностей оценки эффективности инвестиций в условиях реструктуризации электроэнергетики. Дополнительно проработаны вопросы, связанные с оценкой эффективности реконструкции энергобъектов (применение принципа "с проектом - без проекта", учет экстерналий и синергетических эффектов), с оценкой альтернативных издержек, терминальной ценности бизнеса и ликвидационных доходов и расходов. Подробно рассмотрены вопросы, касающиеся расширения источников финансирования инвестиционных проектов, учета финансового лизинга и схем погашения кредитов, анализа чувствительности и рисков проектов, расчета общественной (социальной) эффективности.
Даны рекомендации по выбору ставки дисконтирования, уточнен расчет оборотного капитала, выделен денежный поток, связанный с НДС, обновлены формы финансовой отчетности. Обновлены примеры расчетов и приведена оценка эффективности инвестиций как для новых энергообъектов, так и для реконструируемых энергообъектов с учетом особенностей финансового состояния действующего энергообъекта.
Многолетний опыт применения "Методических рекомендаций..." в отрасли показал целесообразность использования единого порядка и унификации подготовки и оценки эффективности бизнес-планов и инвестиционных проектов в соответствии с общепринятой международной практикой.
1. ОСОБЕННОСТИ ОЦЕНКИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
1.1 Технологические особенности электроэнергетики
Оценка инвестиционных проектов строительства, расширения, реконструкции или технического перевооружения электроэнергетических объектов определяется технологическими особенностями этих объектов, а также системной спецификой совместной работы объектов электроэнергетической отрасли. К этим системным особенностям электроэнергетики относятся:
1. Непрерывность и одновременность процессов производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии. Это дополняется практической невозможностью эффективного аккумулирования электроэнергии в масштабах необходимых для крупных энергообъединений. Тем не менее, в каждый момент времени должен соблюдаться жесткий баланс производства и потребления электроэнергии с учетом потерь в пределах каждой замкнутой в энергетическом смысле части страны. Такой баланс в основном обеспечивается за счет маневренности энергетического генерирующего оборудования, а в критической ситуации дополняется возможностью экстренного отключения потребителей.
2. Сильная технологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслей экономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей в энергии. При этом сроки сооружения энергообъектов обычно выше, чем у объектов - потребителей энергии. Это предопределяет необходимость, в ряде случаев, заблаговременного сооружения энергообъектов под ожидаемые (прогнозируемые) объемы потребления энергии и мощности.
3. Высокая частота протекания процессов, отсюда повышенные требования к автоматизации управления энергетическими установками. Эти требования вызваны параллельной работой генерирующего оборудования всех электростанций в каждый момент времени синхронно по частоте тока и фазам напряжения в масштабах непрерывного производства Единой электроэнергетической системы страны (ЕЭС).
4. Непосредственное соединение между собой всех агрегатов электростанций, подстанций и других элементов энергосистемы, обеспечивающих ее технологическое единство, с помощью электрических сетей и вытекающая отсюда опасность практически мгновенного развития и распространения каждой аварии с возникновением большого ущерба для экономики региона или страны.
5. Переменный режим нагрузки энергетических предприятий в каждый момент времени с характерными трендами в суточном, недельном, месячном и годовом разрезах, вызванный совокупностью случайных и прогнозируемых составляющих процессов включения, отключения и изменения режимов работы отдельных потребителей.
К важным технологическим особенностям энергообъектов, требующим обязательного учета при разработке инвестиционных проектов с комбинированным циклом производства электрической и тепловой энергии, следует отнести развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей. Это на протяжении длительного периода обеспечивало высокий топливосберегающий и экологический эффекты в энергетике и способствовало повышению экономической эффективности работы энергокомпаний за счет возможностей комбинированного цикла производства электро- и теплоэнергии, концентрации производства, использования более дешевых топливных ресурсов и применения лучших средств и технологий очистки загрязняющих выбросов на крупных энергетических производствах. В среднем примерно треть товарной продукции региональных энергокомпаний - это тепловая энергия. Современное развитие систем централизованного теплоснабжения в России характеризуется такими основными тенденциями:
- усложнение структуры теплового потребления в связи с увеличением многообразия тепловых нагрузок. В последний период помимо традиционных нагрузок отопления и горячего водоснабжения возрастает доля вентиляции и кондиционирования воздуха, изменяется структура технологических нагрузок;
- рост числа потребителей, для которых практически недопустимы перерывы в подаче тепловой энергии;
- появление новых независимых децентрализованных источников теплоснабжения потребителей с использованием природного газа или вторичных ресурсов и пр.
В совокупности отмеченные особенности электроэнергетики характеризуют ее как единую сложную систему с единым непрерывным процессом производства электроэнергии и тепла, работающим синхронизировано по частоте электрического тока и фазам напряжения практически на всей обжитой территории страны. При этом единство и неразрывность реализуется как в процессе производства и передачи энергии, так и в процессе ее потребления. Указанные особенности требуют рассмотрения инвестиционных проектов в электроэнергетике одновременно с двух позиций: общесистемных - как элемента единой системы и индивидуальных - как самостоятельного конкурентоспособного проекта на рынке электро- и теплоэнергии. Кроме того, энергообъекты осуществляют в процессе эксплуатации две функции: производственно-распределительную и резервную по обеспечению мгновенных изменений в потреблении энергии и взаимопомощи в аварийных ситуациях. Учет этих функциональных особенностей энергетических инвестиционных проектов налагает определенную специфику на оценку их эффективности. Следует отметить, что реструктуризация единого непрерывного производства энергии в стране должна развивать выгоды интеграции энергосистем и их параллельной синхронизированной работы, расширяя возможности конкурентного производства энергии на замкнутом в технологическом смысле рынке энергии и мощности.
1.2 Основные типы энергообъектов
Для проведения исследований и анализа инвестиционных проектов в энергетике необходимо учитывать основные характерные особенности энергообъектов, предполагаемых к сооружению или реконструкции. Энергетическая система представляет собой сложный комплекс взаимосвязанных элементов с многообразными функциями. Традиционно выделение характерных элементов происходит по целому ряду признаков. Прежде всего, по месту в непрерывной цепи энергетического производства энергообъекты делятся на энергогенерирующие и энергопередающие.
Энергогенерирующие объекты (электростанции) делятся по виду первичной (потребляемой) и вторичной (отпускаемой) энергии, а также по типу применяемой технологии производства электроэнергии. Этими условиями характеризуется тип электростанций и их название. Электростанции принято называть в зависимости от использования в качестве первичной энергии:
- химической энергии органического топлива - тепловые электростанции (ТЭС);
- гидравлической энергии - гидроэлектростанции (ГЭС);
- ядерной энергии - атомные электростанции (АЭС);
- солнечной энергии - солнечные электростанции (СЭС);
- энергии прилива и отлива морей и океанов - приливные электростанции (ПЭС);
- ветровой энергии - ветроэлектростанции (ВЭС) и т.д.
По виду вторичной (отпускаемой) энергии тепловые электростанции делятся на конденсационные и теплофикационные, что, в основном, определяется типом установленного на электростанции генерирующего оборудования:
- если отпускается только электроэнергия, объект относится к конденсационным электростанциям (КЭС) или к государственным районным электростанциям (ГРЭС). Последнее сокращение хотя и устарело, но достаточно часто используется на практике;
- если электростанция вырабатывает как электрическую, так и тепловую энергию - объект относится к теплоэлектроцентралям (ТЭЦ);
- только тепловая энергия - к котельным.
На практике многие КЭС и ГРЭС отпускают в небольших объемах и теплоэнергию, обычно из нерегулируемых отборов конденсационных турбин, что не рассматривается как основание для их перевода в другую классификационную группу энергообъектов. В настоящее время для повышения эффективности производства электроэнергии на реконструируемых и вновь сооружаемых энергообъектах используют парогазовые и газотурбинные установки, работающие совместно с основным оборудованием и улучшающие параметры теплового цикла (ПГУ-КЭС, ПГУ-ТЭЦ). Кроме того, энергогенерирующие объекты различаются по величине установленной мощности и, соответственно, по возможным объемам производства электрической и тепловой энергии, а тепловые электростанции дополнительно - по виду используемого топлива (газ, мазут, угли).
При анализе инвестиционных проектов также необходимо учитывать такую специфическую особенность электроэнергетики как жесткая зависимость режима работы энергопредприятия от режима потребления энергии (графиков электрической и тепловой нагрузки).
Потребителей электроэнергии характеризуют мощность установленного оборудования и режим работы, которые формируют в узлах электрической сети характерные суточные графики нагрузки. По степени участия генерирующих энергообъектов в покрытии этого графика электропотребления электростанции делятся на базовые, полупиковые, пиковые. В общем случае эта особенность характеризуется годовым числом часов использования установленной электрической мощности электростанций в процессе их работы в рассматриваемый период времени.
Тепловые потребители характеризуются видом используемого теплоносителя (пар или горячая вода) и его параметрами (давлением и температурой), а также характером изменения тепловых нагрузок во времени: в пределах года (сезонная или круглогодовая) и в течение суток (слабо или резко переменная). По видам теплоносителя потребители тепловой энергии подразделяются на две основные группы - технологические и теплофикационные. Для первых в качестве теплоносителя требуется преимущественно пар, давление которого определяется характером производства (от 0,6 до 1,8 МПа). Потребители второй группы используют воду с температурой 40-95 °С для отопления и вентиляции зданий и около 70 °С для горячего водоснабжения (жилые дома, сфера услуг и пр.).
В зависимости от размещения источника тепловой энергии по отношению к потребителям системы теплоснабжения они делятся на децентрализованные и централизованные.
Основным отличием децентрализованного теплоснабжения является практическое отсутствие наружных тепловых сетей, а теплопроводы местных распределительных систем имеют минимальную протяженность. Системы децентрализованного теплоснабжения разделяются на индивидуальные и местные.
В индивидуальных системах теплоснабжение каждого помещения обеспечивается от отдельного источника (например, печное и поквартирное отопление). В местных системах теплоснабжение каждого здания обеспечивается от отдельного источника теплоты, обычно от местной или индивидуальной котельной. Местное теплоснабжение обычно предусматривают в населенных пунктах с тепловой потребностью не более 2,5 МВт.
В системах централизованного теплоснабжения (СЦТ) источник тепловой энергии и теплоприемники потребителей размещены раздельно, часто на значительном расстоянии, поэтому тепловая энергия от источника до потребителя передается по тепловым сетям. Для транспорта тепловой энергии в этих системах могут использоваться два теплоносителя: вода и водяной пар.
Основными источниками тепловой энергии в централизованных системах теплоснабжения могут быть:
- Тепловые и атомные электрические станции (ТЭЦ и АТЭЦ);
- Районные, квартальные и групповые котельные;
- Электрокотельные (электробойлеры).
В крупных промышленных центрах с развитой инфраструктурой и большими тепловыми нагрузками часто применяется централизованное теплоснабжение с использованием в качестве источника тепловой энергии теплоэлектроцентралей. Для этого на электростанциях, работающих на органическом или ядерном топливе, устанавливаются теплофикационные турбины большой единичной электрической мощности (50-250 МВт) на высокие и сверхкритические начальные параметры пара (13 и 24 МПа). На теплоэлектростанциях работают турбоагрегаты двух основных типов:
- теплофикационные с отбором пара (маркировка Т и ПТ);
- с противодавлением (маркировка Р).
При централизованном теплоснабжении от районных котельных источниками тепловой энергии являются паровые и водогрейные котлы, устанавливаемые соответственно в паровых и водогрейных котельных.
Паровые котельные используются для отпуска тепловой энергии как с паром, так и с горячей водой, для получения которой в котельной устанавливается дополнительное оборудование. Подогрев сетевой воды паром производится в пароводяных подогревателях.
Особенностью водогрейных котельных является отсутствие пара, поэтому их использование обычно ограничивается обеспечением непромышленных потребителей. Такие котельные часто сооружаются во вновь застраиваемых жилых районах до ввода в действие ТЭЦ и магистральных тепловых сетей от ТЭЦ до водогрейных котельных. Таким образом, подготавливается концентрированная тепловая нагрузка для теплоэлектроцентралей, чтобы к моменту ввода в эксплуатацию теплофикационных турбин их отборы были по возможности полностью загружены. После ввода в действие ТЭЦ и магистральных тепловых сетей водогрейные котельные используются в качестве пиковых и резервных источников теплоты.
Использование электрокотельных для целей теплоснабжения возможно, как правило, в районах, где ограничены возможности использования или дорогое органическое топливо, но имеется дешевая электроэнергия, например, вырабатываемая гидравлическими станциями.
Энергопередающие объекты - это энергообъекты, предназначенные для передачи и распределения электроэнергии. Они делятся на подстанции и линии электропередачи (ЛЭП), которые, в свою очередь, подразделяются на системообразующие линии и распределительные сети. Линии электропередачи как типовой энергообъект идентифицируются уровнем напряжения и связываемыми территориальными объектами. ЛЭП характеризуются пропускной способностью, протяженностью, уровнем потерь энергии, мощности и т.п. Электрические сети играют важную роль в создании электроэнергетических систем, объединяя электрические станции для параллельной работы на единую нагрузку.
Системообразующие линии дифференцируются на магистральные и маневренные. Линии электропередачи, передающие электроэнергию из района, располагающего запасами первичных энергоресурсов, в дефицитную по мощности и электроэнергии энергосистему без промежуточных присоединений, называют магистральными. Линии электропередачи, предназначенные для обмена мощностью и электроэнергией между энергосистемами с целью повышения надежности и экономичности их работы, называют маневренными.
Распределительные сети, связывающие электрические станции и подстанции, подразделяются на районные и местные. Районные сети служат для распределения электрической энергии по территории крупных районов, а местные - для передачи электроэнергии непосредственно к потребителям.
Существуют различные способы классификации электрических сетей: по конструктивному исполнению (кабельные и воздушные), по назначению (распределительные, питающие, магистральные), по характеру подключенных к ним потребителей (городские, сельские, промышленные, сети электрифицированного железнодорожного транспорта), по роду тока (переменный или постоянный), по уровню постоянного напряжения (низкое, среднее, высокое и сверхвысокое).
Электрические сети, особенно их системообразующие элементы (магистральные и маневренные ЛЭП), являются протяженными и капиталоемкими объектами. При их сооружении необходимо учитывать ряд характерных признаков и особенностей проведения финансово-коммерческого анализа каждого типа энергопередающего элемента, среди которых:
- различия в структуре капитальных вложений и ежегодных издержек;
- масштабы и результаты реализации инвестиционного проекта энергообъекта, длительность сроков строительства и эксплуатации и пр.;
- корректный учет общесистемного эффекта от сооружения системообразующих ЛЭП.
Важным звеном теплофикационной системы являются тепловые сети, которые подразделяются на:
- магистральные тепловые сети для транспорта тепловой энергии от источников теплоты до крупных жилых массивов, промышленных предприятий и др.;
- распределительные тепловые сети для распределения теплоты и подачи ее потребителям.
В зависимости от числа потребителей, их потребности в тепловой энергии, а также требований к качеству и бесперебойности теплоснабжения тепловые сети выполняются радиальными (тупиковыми) или кольцевыми. Радиальная схема применяется при обеспечении тепловой энергией города или поселка от одной теплоэлектроцентрали или котельной. Кольцевая схема применяется в крупных промышленных центрах и предполагает наличие нескольких источников энергии, подключенных к кольцевой теплотрассе. При этой схеме повышается надежность теплоснабжения и требуется меньшая суммарная резервная мощность котельного оборудования.
В зависимости от нужд потребителя системы централизованного теплоснабжения могут различаться по:
- виду транспортируемого теплоносителя - паровые, водяные, смешанные;
- числу параллельно проложенных теплопроводов - одно-, двух-, трех- и многотрубные;
- способу использования теплоносителя в системах горячего водоснабжения и для технологических целей - закрытые (замкнутые) и открытые (разомкнутые).
Следует отметить, что при анализе и ранжировании инвестиционных проектов строительства, расширения, реконструкции или технического перевооружения необходимо учитывать различия в длительности сооружения и сроках эксплуатации инвестиционных проектов.
Учитывая специфику региональных энергокомпаний в качестве типовых примеров, в практических рекомендациях приведены расчеты эффективности следующих инвестиционных проектов энергообъектов:
- Строительство ПГУ-КЭС
- Строительство ТЭС с ЦКС
- Реконструкция ТЭЦ
- Замена турбоагрегатов на ТЭЦ и ввод ВЛ
- Достройка ГЭС
- Строительство ЛЭП
- Реконструкция электрических сетей
- Реконструкция тепловых сетей
Типовые примеры расчетов подобраны таким образом, чтобы максимально охватить многообразие региональных энергетических проектов и учесть особенности проведения финансового анализа разных типов энергообъектов.
1.3 Организационные аспекты деятельности энергокомпаний в условиях реструктуризации
В процессе оценки эффективности и привлекательности проектов нового строительства, технического перевооружения и реконструкции энергетических объектов необходимо корректно учитывать общую целевую структуру отрасли, организационные формы энергетических компаний и сценарии развития внешнего окружения проекта, уметь прогнозировать в складывающихся условиях (в период и после реструктуризации) возможные объемы поставок произведенной конечной продукции и услуг, а также темпы роста цен и тарифов на них на основе прогнозов развития разных энергетических бизнесов и конкурентной внешней среды. Для этого необходимо иметь представление об организационных аспектах деятельности энергокомпаний в современных условиях.
Целевая структура отрасли. "Концепцией Стратегии ОАО РАО "ЕЭС России" на 2003-2008 гг." ("5+5") предполагается, что создание новой организационной инфраструктуры завершится к 2008 г. и в этот же период будет ликвидирован отраслевой холдинг. В ходе реформирования создаются следующие компании, которые выделяются из ОАО РАО "ЕЭС России" и становятся субъектами отрасли: шесть тепловых оптовых генерирующих компаний (ОГК), одна гидро-ОГК, четырнадцать тепловых генерирующих компаний (ТГК), федеральная сетевая компания (ФСК), пять межрегиональных сетевых компаний (МРСК), компания - Системный оператор (СО) (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 - Бизнес-схема реструктуризации РАО "ЕЭС России" к 2008 г.
1.3.1. В сфере генерации электроэнергии будут действовать следующие компании.
1.3.1.1. Оптовые генерирующие компании (ОГК) создаются на базе крупных электростанций РАО ЕЭС, а также электростанций, входящих в АО-энерго и выделенных в результате разделения по видам бизнесов. Состав ОГК определен распоряжением Правительства от 1 сентября 2003 г N 1254-р "О создании оптовых генерирующих компаний (ОГК)", которое предполагает формирование компаний в соответствии со следующими принципами:
- Значительный масштаб: установленная мощность ОГК изменяется в диапазоне 8,5-22 ГВт. (Это соответствует суммарной мощности электростанций небольших европейских стран).
- Сопоставимые стартовые условия (по величине установленной мощности, стоимости активов, среднему значению износа оборудования).
- Снижение возможностей новых структур по монополизации рынка.
- Объединение по способу получения электроэнергии: ОГК создаются на базе тепловых электростанций или гидроэлектростанций.
Основные технико-экономические показатели сформированных ТГК, их территориальное расположение, состав каждой ОГК, установленная мощность и принадлежность каждой электростанции до включения в ОГК приведены в Приложении 1.
ОГК на базе тепловых электростанций станут независимыми производителями энергии в соответствии с антимонопольным законодательством, и, соответственно, основными конкурентами на оптовом рынке электроэнергии. Их свободная конкуренция между собой и другими генерирующими компаниями будет в значительной мере формировать рыночные цены.
Крупнейшие гидроэлектростанции остаются в собственности государства, что объясняется многофункциональным использованием водохранилищ ГЭС (судоходство, орошение, водоснабжение и т.п.) и их возможностями оперативно изменять нагрузку, с относительно дешевой гидроэнергией. Это делает ГЭС удобным инструментом влияния и контроля ситуации на рынке энергии и мощности.
1.3.1.2. Территориальные генерирующие компании (ТГК) создаются на базе генерирующих мощностей АО-энерго, не включенных в ОГК и не работающих изолированно от "ЕЭС России". ТГК формируются по территориальному признаку с конфигурацией, обеспечивающей свободное ценообразование на оптовом рынке электроэнергии. Юридически большинство ТГК оформлены до конца 2006 г, но фактически в качестве новых субъектов рынка выступают с 2005 г.
Поскольку в состав ТГК войдет большинство теплоэлектроцентралей, эти компании будут производить два вида продукции - электрическую и тепловую энергию.
Принципы формирования ТГК включают:
- значительный масштаб энергокомпаний (создание крупных компаний);
- снижение возможностей новых структур по монополизации рынка;
- объединение электростанций по территориальному признаку;
- уменьшение доли государственного влияния на процессы генерации электроэнергии.
В отличие от оптовых генерирующих компаний, формируемых на базе активов ОАО РАО "ЕЭС России" и АО-энерго, ТГК будут создаваться исключительно на основе генерирующих мощностей АО-энерго, не включенных в ОГК, с их последующей горизонтальной интеграцией.
Конфигурация и состав ТГК приведены в Приложении 1.
1.3.1.3. ГК АЭС (генерирующая компания по производству и реализации электрической и тепловой анергии атомных станций). В настоящий момент ГК АЭС является независимой от ОАО РАО "ЕЭС России" организацией и включает в себя десять атомных станций России. Характеристики основных станций, входящих в ГК АЭС, приведены в Приложении 1.
1.3.2. Компании, обеспечивающие передачу электроэнергии.
1.3.2.1. Федеральная сетевая компания (ФСК) обеспечивает: функционирование Единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС), единство ее технологического управления и оказание услуг по передаче электрической энергии на всем протяжении ЕНЭС. Основные активы ОАО "ФСК ЕЭС" формируются на базе практически всех магистральных сетей РФ.
1.3.2.2. Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК). Распределительные сетевые компании, созданные в ходе реструктуризации АО-энерго, объединяются в несколько (до 5) холдинговых сетевых компаний по отдельным ОЭС при условии достаточной величины активов и рыночной капитализации. Предполагается, что регуляторная база капитала каждой МРСК должна составить не менее 0,5 млрд. долларов США. МРСК будут создаваться на основе сетей напряжением ниже 220 кВ и сетей, предназначенных для обслуживания отдельных потребителей.
1.3.3. Основные инфраструктурные организации, обеспечивающие функционирование оптового рынка.
1.3.3.1. Системный оператор (СО) - осуществляет технологическое управление электроэнергетической системой с целью обеспечения надежности и качества электроэнергии, поставляемой потребителям, ликвидации аварийных ситуаций. Услуги СО предоставляются всем участникам рынка электроэнергии на основании Правил рынка и договоров между системным оператором и участниками рынка.
В основные активы системного оператора будут включены активы ЦДУ, ОДУ, а также РДУ, выделенные из собственности АО-энерго.
1.3.3.2. Администратор торговой системы (АТС) обеспечивает организацию и функционирование централизованной площадки по купле-продаже электроэнергии и обеспечению.
1.3.4. Компании регионального уровня по отдельным бизнесам.
13.4.1. Сбытовые компании - осуществляют деятельность по продаже электроэнергии конечным потребителям с отделением от сетевого хозяйства для обеспечения конкуренции в сбытовом бизнесе;
1.3.4.2. Ремонтные компании на базе отделения от АО-энерго и АО-станций ремонтных подразделений, которые становятся участниками рынка ремонтных и сервисных услуг.
1.3.4.3. Управляющие компании (временно на период реструктуризации) - им передаются функции исполнительного органа генерирующей и энергосбытовой компаний, а также самого АО-энерго. Управляющие компании выполняют организационную функцию, после завершения реструктуризации отрасли их планируется ликвидировать.
Перспективная модель рынка. Пакетом Законов об электроэнергетике и ее реформировании предполагается, что будут созданы основные условия для эффективного функционирования рынка:
- оптовый рынок электроэнергии будет конкурентным и доступным, то есть беспрепятственный выход на него получит множество различных субъектов и участников рынка.
- энергосбытовая деятельность будет отделена от передачи электроэнергии по сетям с решением тем самым проблемы недискриминационного доступа энергосбытовых компаний к передающим сетям и соответственно к потребителям;
- с помощью института гарантирующих поставщиков будет обеспечиваться надежное энергоснабжение различных коммерчески непривлекательных групп потребителей, прежде всего в переходный период.
С 1 сентября 2006 года постановлением Правительства Российской Федерации N 529 от 31.08.2006 введены новые правила функционирования оптового рынка электроэнергии (мощности). Новые правила работы оптового рынка меняют всю систему взаимоотношений покупателей и поставщиков электрической энергии и мощности (рисунок 1.2).
Рисунок 1.2 - Организация оптового рынка электроэнергии и мощности
На оптовом рынке поставщиками электроэнергии являются генерирующие компании и импортеры электроэнергии. В роли покупателей выступают:
- потребители, покупающие электроэнергию для удовлетворения собственных производственных нужд;
- сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков), приобретающие электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям и действующие от своего имени;
- экспортеры (операторы экспорта) электроэнергии - организации, осуществляющие деятельность по покупке электрической энергии с отечественного оптового рынка в целях экспорта в зарубежные энергосистемы.
Состав участников и принципы организации оптового рынка электроэнергии и мощности представлены на рисунке 1.3.
Рисунок 1.3 - Оптовый рынок электроэнергии и мощности
Согласно Постановлению, вместо регулируемого сектора и сектора свободной торговли на оптовом рынке внедряется система регулируемых договоров между продавцами и покупателями электроэнергии. Договоры называются регулируемыми, поскольку цены на электроэнергию в рамках этих договоров регулируются Федеральной службой по тарифам (ФСТ).
Поставщики и покупатели электроэнергии на оптовом рынке - контрагенты по регулируемым договорам определяются Администратором торговой системы (НП "АТС"). Покупателям в новом рынке предоставляется право уменьшить объемы, покупаемые ими по регулируемым договорам, не более чем на 15 процентов. Кроме того, покупатель и поставщик могут по взаимному согласию уменьшить объемы купли-продажи электрической энергии, но не более чем на 15 процентов.
Конструкция регулируемых договоров позволяет без изменения ее конфигурации, постепенно снижая объемы электроэнергии (мощности) по регулируемым договорам, расширять сферу действия свободных (нерегулируемых) цен. Таким образом, к моменту окончания переходного периода реформирования электроэнергетики произойдет переход к полностью конкурентному оптовому рынку, что предусмотрено законодательством Российской Федерации об электроэнергетике.
Объемы электроэнергии, не покрытые регулируемыми договорами, продаются по свободным ценам. Таких способов торговли электроэнергией в новой модели оптового рынка два - это свободные двусторонние договоры и рынок "на сутки вперед". В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка "на сутки вперед" является проводимый НП "АТС" конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Если происходит отклонение от запланированных за сутки вперед объемов поставки, участники покупают или продают их на балансирующем рынке. Рынок "на сутки вперед" в целом заменяет существовавший в прежней модели сектор свободной торговли - отличие состоит в том, что во вводимом рынке "на сутки вперед" участники подают заявки на полные объемы производства и потребления (на ранее действовавшем секторе свободной торговли - 15% объемов производства для поставщиков и 30% потребления для покупателей). Существенно, что результаты такого аукциона ценовых заявок являются основой для планирования Системным оператором режимов производства и потребления электроэнергии - загружаются в первую очередь наиболее экономически эффективные генерирующие мощности.
Для снижения рисков манипулирования ценами на оптовом рынке вводится система стимулирования участников к подаче конкурентных ценовых заявок - в соответствии с правилами торговли, в первую очередь будут удовлетворяться заявки на поставку электроэнергии с наименьшей ценой. Порядок выявления случаев неконкурентного поведения (установление завышенных цен на электроэнергию, попытки генерирующих компаний "увести" с оптового рынка часть своих мощностей) будет установлен Федеральной антимонопольной службой России.
Изменения в системе регулируемого ценообразования также направлены на формирование в отрасли привлекательной инвестиционной среды. Вместо используемого прежде метода экономически обоснованных расходов, в условиях действия регулируемых договоров для установления тарифов на электрическую энергию и мощность поставщиков будет использоваться метод индексации. Тарифы поставщиков будут рассчитываться методом индексации тарифов предшествующего года, учитывающим уровень фактической, а не прогнозной инфляции.
Особым сектором нового оптового рынка является торговля мощностью, которая осуществляется в целях обеспечения надежной и бесперебойной поставки электрической энергии. До введения новых правил оптового рынка поставщики получали оплату 85% от установленной мощности генерирующего оборудования, а покупатели оплачивали эту мощность в составе одноставочного тарифа на электроэнергию (мощность). Теперь мощность и электроэнергия оплачиваются раздельно. При продаже мощности у поставщиков появляются обязательства по поддержанию их генерирующего оборудования в постоянной готовности к выработке электрической энергии. Эти обязательства заключаются в соблюдении поставщиком заданного Системным оператором режима работы генерирующего оборудования, включая соблюдение выбранного Системным оператором состава оборудования и его параметров, в участии генерирующего оборудования в регулировании частоты в сети и т.д. Стоимость мощности напрямую зависит от выполнения обязательств генерирующими компаниями, и у них появляется прямой финансовый стимул соблюдать все предъявляемые требования. Такие механизмы введены для страхования рисков снижения текущей надежности в работе энергосистемы при растущем спросе на электроэнергию. Для создания экономических условий притока инвестиций новые мощности будут участвовать в оптовом рынке по свободным нерегулируемым ценам. Регулируемые договоры в отношении таких объектов генерации заключаться не будут. Это же касается и новых объектов потребления - регулируемые договоры могут быть заключены в отношении таких объектов лишь в случае, если имелись технические условия для их присоединения к электрическим сетям.
По сути, новая модель оптового рынка переходного периода является базой для формирования целевой (полностью конкурентной) модели: механизмы формирования равновесных цен и объемов на рынке "на сутки вперед" и балансирующем рынке, механизмы учета двусторонних договоров, принципы оплаты отклонений - все эти ключевые элементы рынка в дальнейшем меняться уже не будут.
В дальнейшем либерализация оптового рынка электроэнергии (мощности) пойдет по пути создания "вспомогательных" рынков, обслуживающих работу энергосистемы. Впоследствии будут сформированы: рынок системных услуг, рынок торговли правами на использование пропускной способности электрической сети и рынок производных финансовых инструментов.
Целью работы рынка системных услуг является поддержание заданных технических параметров энергосистемы. Рынок системных услуг - это один из инструментов (механизмов) поддержания требуемого уровня надежности и надлежащего качества функционирования энергосистемы.
На этом рынке потребители, например, могут заключить договор на регулирование нагрузки ("потребители с управляемой нагрузкой"). В случае резкого всплеска потребления электроэнергии Системный оператор может ограничить подачу энергии такому потребителю, при этом ограничение на поставку электроэнергии будет оплачено потребителю в соответствии с условиями договора. Производители могут заключить договоры на поддержание частоты и напряжения в сети, обеспечение резервов мощности и т.д.
Рынок торговли правами на использование пропускной способности электрической сети - финансовыми правами на передачу (ФПП) - позволит создать прозрачный рыночный механизм распределения ограниченного ресурса - пропускной способности электрических сетей, а также механизм поддержки частных инвестиций в строительство и развитие сетей с целью минимизации данных ограничений. Предполагается, что ФПП будут реализовываться на конкурентных аукционах.
Рынок производных финансовых инструментов позволит создать систему управления ценовыми рисками в рыночной электроэнергетике. Основной инструмент - форвардный контракт (двухсторонний договор). Поиск контрагентов по таким договорам будет происходить путем непосредственного общения продавцов и покупателей. Привлечение на рынок производных финансовых инструментов участников, не связанных с энергетикой (инвестиционных компаний, банков и т.д.), перераспределит часть ценовых рисков в пользу продавцов и покупателей оптового рынка электроэнергии.
1.4 Специфика оценки энергетических инвестиционных проектов и формирования инвестиционной программы
Приток инвестиций является ключевым фактором эффективности любого бизнеса. Только в эффективный бизнес идут инвестиции. Эффективность энергетического бизнеса в РФ по существу регулируется государством с помощью тарифной политики. Деятельность энергетических компаний и их тарифная политика на общегосударственном уровне (регулируемом секторе оптового рынка) подлежат регулированию федеральной службой по тарифам (ФСТ), а на местном - региональными энергетическими комиссиями (РЭК). При этом тарифы оптового рынка энергии и мощности могут включать только очень низкие накладные расходы федерального уровня и являются близкими к реальной стоимости производства энергии генерирующих объектов на оптовом рынке. Тарифы на местном уровне у потребителей дополнительно включают плату за услуги по передаче энергии и разную по энергосистемам долю накладных расходов. В связи с этим при обосновании эффективности инвестиционных проектов объектов генерации следует ориентироваться на использование действующих и прогнозируемых тарифов на электроэнергию оптового рынка.
Учитывая две функции энергообъектов (производственно-распределительную и резервирующую), потребителям устанавливается двухставочный тариф, включающий абонентную плату, отображающую постоянные издержки производства, и тариф на энергию, характеризующий переменные издержки эксплуатации. Вследствие этого, при исследовании эффективности инвестиционных проектов, необходимо пользоваться или двухставочным тарифом у потребителей, или обобщенным одноставочным тарифом, но обязательно учитывающим как производственно-распределительную, так и резервирующую функции энергообъектов.
Функционирование и технологические особенности регионального рынка энергии и мощности определяют специфику использования общепринятых методических принципов оценки инвестиционных проектов в электроэнергетике - правил ранжирования проектов, их приоритетный отбор и выбор наиболее эффективных из них.
Энергетические системы являются, как правило, сложными по совокупности технологических условий и системных ограничений энергообъектами. Особенностью регионального энергоснабжения часто является то, что его структура генерирующих мощностей формировалась в соответствии с необходимостью обеспечения тепловой энергией потребителей региона, поэтому значительная часть энергомощностей региональных энергосистем - теплоэлектроцентрали. В этих условиях основным технологическим направлением развития генерирующих мощностей региональных энергетических компаний стало комбинированное производство электроэнергии и тепла. Учет этой особенности в условиях возрастающей конкуренции на развивающемся энергорынке необходим при разработке бизнес-планов и оценке экономической эффективности инвестиционных проектов.
При оценке эффективности инвестиционных проектов ТЭЦ для региональных энергокомпаний следует учитывать жесткую взаимозависимость режимов теплофикационной и конденсационной выработки энергии, а также режимов эксплуатации источников тепловой и электрической энергии и режимов эксплуатации электрических сетей всех классов напряжений. Режимы работы ТЭЦ, которые являются основными энергоисточниками ТГК, теснейшим образом связаны с работой систем теплопотребления, с транспортом и распределением тепловой энергии. В большинстве случаев решение задачи эффективного теплоснабжения ограничивается расположением источника тепловой энергии вблизи потребителей тепла, т.к. значительные потери не позволяют передавать тепло на большие расстояния. Вопросы приоритетности реализации инвестиционных проектов в ОГК и ТГК должны решаться с учетом сроков выбытия оборудования, проведения модернизации и реконструкции энергообъектов, технологических ограничений и перспективных уровней (режимов) теплоснабжения конкретных групп потребителей и одновременном покрытии балансов электрических нагрузок региона в целом (сценарные условия).
Важнейшей особенностью инвестиционного анализа работы энергообъектов в энергосистемах и на рынках энергии и мощности является их рассмотрение одновременно с двух позиций: общесистемной, как элемента системы в виде технологической целесообразности и конкурентоспособности по снижению общесистемных затрат и тарифов на энергетическом рынке, и индивидуальной, как самостоятельного инвестиционного проекта, работающего на замкнутый, в энергетическом смысле, рынок мощности и энергии. В связи с этим исследования по развитию регионального рынка энергии и мощности становятся в рыночных условиях одним из этапов оценки эффективности каждого инвестиционного проекта, предполагающего параллельную работу в энергосистемах, а анализ инвестиционных возможностей развития энергетики региона должен базироваться на совокупности конкретных инвестиционных проектов.
Исследование инвестиционных возможностей и формирование программ развития энергетики региона с отбором и ранжированием приоритетных инвестиционных проектов для реализации, может осуществляться в несколько этапов:
1. Укрупненная оценка эффективности проектов на основе сопоставления действующих и перспективных тарифов на энергию с тарифами, обеспечивающими окупаемость отдельных инвестиционных проектов. Для теплоэлектроцентралей, вырабатывающих два вида конечных продуктов - электроэнергию и тепло - сопоставимость с другими типами электростанций может быть достигнута определением тарифа на электроэнергию, окупающего инвестиции при заданных фактических или прогнозируемых уровнях тарифов на тепло. Сопоставление полученных тарифов на энергию, обеспечивающих окупаемость проектов при приемлемом для инвесторов уровне доходности, с действующими и прогнозируемыми на перспективу тарифами оптового рынка энергии и мощности помогает выделить часть заведомо неэффективных инвестиционных проектов, и, тем самым, сократить набор рассматриваемых потенциальных энергообъектов для формирования программы.
2. Анализ возможных альтернатив энергоснабжения и выбор очередности реализации инвестиционных проектов реконструкции, модернизации, расширения и нового строительства объектов энергоснабжения региона в соответствии с требованиями общесистемного развития, обеспечения надежного энергоснабжения и минимизации тарифа у потребителя. На этом этапе рассматриваются альтернативы общесистемного развития и может проводиться его оптимизация по критерию минимума дисконтированных затрат или тарифов на оптовом рынке с учетом региональных балансов мощности и энергии. При этом должны учитываться старение и выбытие оборудования, наличие инвестиционных и других ресурсов, технологических ограничений и перспективных режимов работы ЕЭС в целом, исходя из показателей эффективности инвестиционных проектов энергообъектов, полученных на первом этапе. Результатом этого этапа должны стать наборы приоритетных инвестиционных проектов энергообъектов с целесообразными сроками их сооружения, в зависимости от вероятных сценариев динамики потребительского спроса на тепло- и электроэнергию в регионе, а также перечень невостребованных для реализации проектов и строительных заделов, который дополнит объекты, предназначенные для консервации, ликвидации и продажи. По результатам таких расчетов могут быть, с одной стороны, выделены и проранжированы группы объектов, целесообразные к сооружению в большинстве сценариев изменения потребления энергии. Исследования альтернатив развития энергетического рынка дают возможность определить сроки реализации и выделить группы инвестиционных проектов сооружения энергообъектов исходя из общесистемных интересов.
3. Детальный финансовый анализ инвестиционных проектов, внутригрупповое ранжирование их между собой по рассчитанным для каждого проекта денежным потокам и критериям внутренней нормы доходности (ВИД) и чистому дисконтированному доходу (ЧДЦ). На этом этапе проводится ранжирование инвестиционных проектов исходя из рассчитанных критериев эффективности. Важнейшим условием корректности результатов сопоставления, отбора и ранжирования по эффективности инвестиционных проектов является единая методология расчетов и общая (сопоставимая) информационная база данных.
4. Формирование общей инвестиционной программы развития на базе отобранных инвестиционных проектов. На этом этапе производится отбор исходя из объемов имеющихся внутренних и внешних инвестиционных ресурсов, наиболее эффективных проектов для приоритетного финансирования. Производится комплексная оценка эффективности инвестиционной программы в целом, ее влияния на капитализацию энергокомпаний, их тарифную политику в перспективе и анализ положительных и отрицательных последствий реализации сформированной инвестиционной программы.
Для определения финансовой устойчивости компании при реализации инвестиционных проектов и инвестиционных программ энергетических компаний необходимо разрабатывать финансовую модель компании. В анализ включаются прогноз доходов и расходов действующих предприятий и всех инвестиционных проектов на горизонте расчета, который показывает как минимум возврат планируемых заемных средств (7-10 лет). При этом анализируются показатели ликвидности и финансовой устойчивости (Приложение 2): если у компании неудовлетворительны и показатели ликвидности, и показатели финансовой устойчивости, то такое предприятие - вероятный кандидат в банкроты и необходимо вносить коррективы в инвестиционную программу.
Рассмотренная схема исследования инвестиционных возможностей и формирования инвестиционной программы обеспечения эффективного развития регионального рынка корректно увязывает интересы развития энергетических систем с отбором эффективных инвестиционных проектов для приоритетного осуществления. При этом выполняется главное требование - согласованный учет общесистемных и индивидуальных интересов инвестиционного энергетического проекта в процессе финансового анализа его реализации с учетом отраслевых технологических особенностей.
2 МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ТИПОВАЯ СТРУКТУРА БИЗНЕС-ПЛАНА
2.1 Основные принципы оценки эффективности
Методические рекомендации по разработке бизнес-планов и оценке эффективности инвестиционных проектов базируются на основных сложившихся в мировой практике принципах, адаптированных к условиям российской экономики. Важнейшими из этих принципов являются:
- моделирование потоков производимой продукции, ресурсов и денежных средств;
- оценка эффективности проекта посредством сопоставления потенциальных результатов и затрат с исследованием возможности достижения желательной нормы доходности на капитал или других показателей;
- приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их соизмеримости по экономической ценности к одному моменту времени;
- возможность учета вероятных сценариев развития отрасли, воздействия инфляции и других факторов, влияющих на эффективность инвестиций;
- анализ неопределенностей и рисков, связанных с осуществлением инвестиционного проекта.
В соответствии с мировым опытом при разработке бизнес-планов и инвестиционных проектов в электроэнергетике в рыночных условиях необходимо принимать во внимание:
- экономическое окружение инвестиционного проекта;
- влияние результатов реализации проекта на финансовое состояние компании, планирующей его осуществление;
- степень доверия к руководителям, организаторам и исполнителям проекта;
- влияние реализации инвестиционного проекта на окружающую среду;
- вероятную социальную реакцию и т.д.
При разработке и анализе эффективности различных инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике в целом, а тем более в рамках одной энергокомпании, необходимо использовать единые методические подходы, одновременно учитывая многообразие интересов всех участников инвестиционного процесса. Успешный мировой опыт рекомендует эффективную последовательность подготовки исходной информации и проведения необходимых расчетов, представительный состав оценочных показателей и пути снижения предпринимательского риска. Эти основные принципы и методические подходы положены в основу данных "Методических рекомендаций".
Методологической основой настоящих "Методических рекомендаций" являются:
- "Методические рекомендации по оценки эффективности инвестиционных проектов" (вторая редакция), утвержденные Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике N ВК 477 от 21.06.1999 г.
- "Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами)", второе издание, утвержденное приказом ОАО РАО "ЕЭС России" от 07.02.2000 г. N 54 на основе заключения Главгосэкспертизы России от 26.05.99 г. N 24-16-1/20-113.
- Регламент формирования Инвестиционной программы Холдинга по объектам генерации на 2006-2010 гг., утвержденный 30 декабря 2005 г. заместителем Председателя Правления, руководителем КЦ ОАО РАО "ЕЭС России" Я.М.Уринсоном.
- "Стандарт классификации, рассмотрения, утверждения инвестиционных проектов ДЗО ОАО РАО "ЕЭС России" и взаимодействия Корпоративного центра и Бизнес-единиц Общества по установлению требований к инвестиционным проектам ДЗО ОАО РАО "ЕЭС России"*, утвержденного решением Правления ОАО РАО "ЕЭС России" N 1509пр/2 от 31.07 2006 г.
Комплексный подход, используемый в данных "Методических рекомендациях", предполагает освещение в разрабатываемых инвестиционных проектах и бизнес-планах:
- технических и технологических аспектов инвестиционного проекта;
- обоснованности коммерческого успеха проекта;
- планируемых схем финансирования;
- используемой системы организации управления проектом;
- общей возможности осуществимости и жизнеспособности проекта и пр.
При принятии решения о реализации инвестиционного проекта необходимо также учитывать метод реальных опционов. Опцион - это право (но не обязательство) его владельца на совершение определенного действия в будущем, реальные опционы дают право на изменение хода реализации проекта. Гибкость инвестиционного проекта может выражаться в трех направлениях (видах опциона).
Первый опцион - возможность отсрочки, которая позволяет компании отложить решения по поводу основных инвестиций до некоторого момента в будущем, уменьшая тем самым риск проекта. Причем при отсрочке компания должна обладать относительно уникальными активами, чтобы быть уверенной, что другие компании не займут ее нишу, сделав инвестиции в более ранний срок (такую возможность дают патенты, собственные разработки, уникальные технологии).
Второй вид опциона - один из самых распространенных - возможность изменения масштаба проекта. Опцион заключается в том, что менеджмент может увеличить или сократить масштабы проекта. Соответственно при благоприятной ситуации в проект могут быть инвестированы дополнительные средства, при ухудшении ситуации - проект может быть сокращен, до тех пор, пока сокращение предельных издержек будет положительно влиять на прибыль.
Третий опцион - опцион на выход - закрытие проекта, продажа основных средств при резком ухудшении ситуации на рынке.
2.2 Общая схема оценки эффективности инвестиционных проектов
В соответствии с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)" перед проведением оценки эффективности экспертно оценивается общественная значимость проекта.
Общественная значимость проекта определяется влиянием результатов его реализации на хотя бы один из (внутренних или внешних) рынков: финансовых, продуктов и услуг, труда и т.д., а также на экологическую и социальную обстановку. В зависимости от значимости проекты подразделяются на:
- глобальные, реализация которых существенно влияет на экономическую, социальную или экологическую ситуацию на Земле;
- народнохозяйственные, реализация которых существенно влияет на экономическую, социальную или экологическую ситуацию в стране, и при их оценке можно ограничиться учетом только этого влияния;
- крупномасштабные, реализация которых существенно влияет на экономическую, социальную или экологическую ситуацию в отдельных регионах или отраслях страны, и при их оценке можно не учитывать влияние этих проектов на ситуацию в других регионах или отраслях;
- локальные, реализация которых не оказывает существенного влияния на экономическую, социальную или экологическую ситуацию в регионе и не изменяет уровень и структуру цен на товарных рынках.
Общественно значимыми считаются крупномасштабные, народнохозяйственные и глобальные проекты.
Далее оценка эффективности складывается из двух этапов (рисунок 2.1):
- оценки эффективности проекта в целом;
- оценки эффективности участия в проекте.
Первый этап
Эффективность проекта "в целом"
Рисунок 2.1
Цель первого этапа - агрегированная экономическая оценка проектных решений с целью определения его потенциальной привлекательности и создание необходимых условий для поиска инвесторов. Для локальных проектов оценивается только их коммерческая эффективность и, если она оказывается приемлемой, рекомендуется непосредственно переходить ко второму этапу оценки. Для общественно значимых проектов оценивается в первую очередь их общественная эффективность. При неудовлетворительной общественной эффективности такие проекты не рекомендуются к реализации и не могут претендовать на государственную поддержку. Если же их общественная эффективность оказывается достаточной, оценивается их коммерческая эффективность. При недостаточной коммерческой эффективности общественно значимого проекта рекомендуется рассмотреть возможность применения различных форм его поддержки, которые позволили бы повысить коммерческую эффективность проекта до приемлемого уровня.
Второй этап оценки осуществляется после выработки схем финансирования. На этом этапе уточняется состав участников и определяется эффективность участия в проекте каждого из них.
Структура показателей и видов эффективности проекта приведена на рисунке 2.2.
Виды эффективности инвестиционного проекта
Рисунок 2.2 - Виды эффективности инвестиционного проекта
Оценка эффективности проекта в целом обычно проводится с общественной и коммерческой позиций, причем оба этих вида эффективности рассматриваются с точки зрения единственного участника, реализующего проект за счет собственных средств.
Показатели общественной эффективности учитывают социально-экономические последствия осуществления инвестиционного проекта для общества в целом, в том числе как непосредственные результаты и затраты проекта, так и "внешние": затраты и результаты в смежных секторах экономики, экологические, социальные и иные внешнеэкономические эффекты. Оценить общественную эффективность проекта означает проверить разумность с точки зрения общества выделения ресурсов на осуществление именно этого проекта при наличии альтернатив.
Более подробно расчет показателей общественной эффективности описан в главе 8.
Показатели коммерческой эффективности проекта учитывают финансовые последствия его осуществления для участника, реализующего инвестиционный проект, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами.
Эффективность участия в проекте определяется с целью проверки реализуемости инвестиционного проекта и заинтересованности в нем всех его участников (предприятий, акционеров, структур более высокого уровня, бюджетов всех уровней).
Следует отметить, что оценки всех видов эффективности аналогичны и предусматривают расчет денежных потоков и сопоставление выгод и затрат проекта. При этом формально используются одни и те же критерии: чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, индекс доходности, срок окупаемости, описанные в главе 3. Однако показатели общественной эффективности отражают соотношение выгод и затрат для общества в целом, коммерческой эффективности - для фирмы-проектоустроителя, эффективность участия в проекте - с позиции каждого участника.
Оценка коммерческой эффективности проекта в целом производится на основании показателей эффективности, общепринятых в мировой практике. Их подробное описание и методы расчета приведены в главе 3.
Расчет показателей коммерческой эффективности основывается на следующих положениях:
- используются предусмотренные проектами текущие и прогнозные цены на продукты, услуги и материальные ресурсы;
- заработная плата принимается в размерах, определенных проектом;
- если проект предусматривает одновременно и производство и собственное потребление продукции, в расчете учитываются только затраты на ее производство, без учета расходов на ее приобретение;
- учитываются все налоги, сборы и отчисления, предусмотренные законодательством;
- если проект предусматривает осуществление нескольких видов производственной деятельности, то учитываются затраты по каждому из них.
Показатели коммерческой эффективности определяются на основании денежных потоков от производственной и инвестиционной деятельности. Денежные потоки от финансовой деятельности в расчет коммерческой эффективности не включаются.
Для денежного потока от операционной деятельности к притокам относится выручка от реализации и прочие доходы (поступления), к оттокам - производственные издержки (без учета амортизации), налоги. Для денежного потока от инвестиционной деятельности к оттокам относятся капитальные вложения, затраты на увеличение оборотного капитала, к притокам - продажа активов (возможно условная), поступления за счет уменьшения оборотного капитала. В конце последнего шага должна учитываться условная реализация активов. Если же предусматривается действительная ликвидация производства, она должна включаться в проект. Чистая ликвидационная (остаточная) стоимость объекта получается в результате вычитания расходов по ликвидации из стоимости материальных ценностей, получаемых при ликвидации. Также на данном шаге должна учитываться терминальная стоимость, под которой понимается приведенная ценность денежных потоков постпрогнозного периода.
Оценка эффективности участия в проекте для предприятий и акционеров. Эффективность проекта с точки зрения предприятий-участников проекта характеризуется показателями эффективности их участия в проекте (применительно к акционерным предприятиям их называют показателями эффективности акционерного капитала). В общем случае рассматривается существование одной "фирмы-проектоустроителя", ответственной за реализацию проекта и привлекающей других участников, а также дополнительное (дотации, займы и пр.) финансирование.
При расчетах показателей эффективности участия предприятия в проекте принимается, что возможности использования денежных средств не зависят от того, что эти средства собой представляют (собственные, заемные, прибыль и т.д.). В этих расчетах учитываются денежные потоки от всех видов деятельности (инвестиционной, операционной и финансовой) и используется схема финансирования проекта. Заемные средства считаются денежными притоками, платежи по займам - оттоками. Выплаты дивидендов акционерам не учитываются в качестве оттока реальных денег. В качестве выходных форм рекомендуются: отчет о прибылях и убытках, отчет о движении денежных средств, проектно-балансовая ведомость, денежные потоки и показатели эффективности, описанные в главе 3.
Оценка показателей эффективности для акционеров производится на основании индивидуальных денежных потоков для каждого типа акций (обыкновенные, привилегированные). Расчеты этих потоков носят ориентировочный характер, поскольку на стадии разработки проекта дивидендная политика неизвестна.
В денежный поток при определении эффективности проекта для акционеров включаются:
- притоки: выплачиваемые по акциям дивиденды и - в конце расчетного периода - оставшаяся неиспользованной амортизация и нераспределенная прибыль,
- оттоки: расходы на приобретение акций и налоги на доход от реализации имущества ликвидируемого предприятия.
Оценка эффективности проекта структурами более высокого уровня. Реализация проекта нередко затрагивает интересы структур более высокого уровня по отношению к непосредственным участникам проекта. Эти структуры могут участвовать в реализации проекта или, даже не будучи участниками, влиять на его реализацию. В этой связи рекомендуется оценивать эффективность проекта с точки зрения структур более высокого уровня, в частности с точки зрения:
- Российской Федерации, субъектов РФ, административно-территориальных единиц РФ (региональная эффективность);
- отраслей экономики, объединений предприятий, холдинговых структур, финансово-промышленных групп (отраслевая эффективность).
Показатели региональной эффективности отражают финансовую эффективность проекта с точки зрения соответствующего региона с учетом влияния реализации проекта на предприятия региона, социальную и экологическую обстановку в регионе, доходы и расходы регионального бюджета. В случае, когда в качестве региона рассматривается страна в целом, эти показатели именуются также показателями народнохозяйственной эффективности. Расчет ведется аналогично расчету общественной эффективности, но при этом учитываются:
- дополнительные эффекты в смежных отраслях народного хозяйства, а также социальные и экологические эффекты только в рамках данного региона;
- стоимостные оценки производимой продукции и потребляемых ресурсов с внесением при необходимости региональных корректировок;
- любые денежные поступления из внешней среды в данный регион и платежи из него во внешнюю среду, возникшие в связи с реализацией проекта.
Отраслевая эффективность оценивается аналогично эффективности участия предприятий в проекте. Однако при этом:
- учитывается влияние реализации проекта на деятельность других предприятий данной отрасли;
- в состав затрат предприятий-участников не включаются отчисления и дивиденды, выплачиваемые ими в отраслевые фонды;
- исключаются взаиморасчеты между входящими в отрасль предприятиями-участниками;
- не учитываются проценты за кредит, предоставляемые отраслевыми фондами предприятиям - участникам проекта.
Оценка бюджетной эффективности проекта. Для общественно значимых проектов и проектов, претендующих на различные формы государственной поддержки, необходимо оценить их бюджетную эффективность. Показатели бюджетной эффективности отражают влияние результатов осуществления проекта на доходы и расходы бюджетов различных уровней или консолидированного бюджета. Более подробно расчет бюджетной эффективности описан в главе 6.
2.3 Типовая структура бизнес-плана
Бизнес-план должен содержать всю объективную информацию и быть представлен в форме, позволяющей потенциальному инвестору получить четкое представление о сути инвестиционного проекта, потенциальных рисках и степени своего возможного участия в нем. В соответствии со "Стандартом классификации, рассмотрения, утверждения инвестиционных проектов ДЗО ОАО РАО "ЕЭС России" и взаимодействия Корпоративного центра и Бизнес-единиц Общества по установлению требований к инвестиционным проектам ДЗО ОАО РАО "ЕЭС России", утвержденным решением Правления ОАО РАО "ЕЭС России" N 1509пр/2 от 31.07 2006 г. и "Макетом бизнес-плана инвестиционного проекта и указаниям по разработке основных разделов бизнес-плана" в составе "Регламента формирования Инвестиционной программы Холдинга по объектам генерации на 2006-2010 гг.", утвержденного 30 декабря 2005 г. заместителем Председателя Правления, руководителем КЦ ОАО РАО "ЕЭС России" Я.М.Уринсоном, типовая структура инвестиционного проекта должна включать следующие разделы:
1. Резюме
2. Цели, задачи проекта
3. Юридический статус объекта инвестиций
4. Техническая осуществимость проекта
5. Стоимость строительства
6. Место размещения
7. График осуществления проекта
8. Маркетинговая информация
9. Производственная программа и издержки
10. Экология
11. Источники финансирования проекта
12. Оценка коммерческой эффективности проекта
13. Оценка финансовой реализуемости проекта
14. Анализ рисков и чувствительности проекта
1 Резюме
Пояснительная записка
2 Цели, задачи проекта
В этом разделе необходимо определить задачи, которые решает данный инвестиционный проект с целью получения желаемых результатов для энергокомпании или предприятия, для региона, а, возможно, для электроэнергетики и экономики всей страны. В данном разделе приводятся технические, экономические, социальные, политические причины реализации инвестиционного проекта. Кроме того, в данном разделе излагается история реализации проекта (в случае наличия), с указанием объема незавершенного строительства и проведенных технических мероприятий.
3 Юридический статус объекта инвестиций
Представляется юридическая информация о проекте и подразделении (филиале) ДЗО, его реализующей:
- зарегистрированное название, юридический адрес;
- руководитель предприятия;
- уполномоченные для контакта по данному проекту лица (с указанием сферы их полномочий), их телефоны, факсы, адреса электронной почты;
- форма собственности, состав учредителей.
Приводятся данные об иностранных партнерах, принимающих участие в проекте (названия компаний, адреса, телефоны, факсы, формы участия в проекте).
4 Техническая осуществимость проекта
Описание данного раздела бизнес-плана должно отражать подробное техническое описание проекта, основные характеристики технических решений инвестиционного проекта, включая альтернативные (технологические, конструктивные и системные) решения, состав основного оборудования и потенциальных поставщиков оборудования, годовые интегральные показатели работы.
4.1. Обоснование выбора технологического процесса с точки зрения:
- соответствия имеющимся топливным ресурсам и параметрам качества отпускаемых конечных продуктов энергетического производства;
- подтверждения на практике осуществимости и работоспособности выбранной технологии;
- соответствия современному уровню развития техники и технологии и требованиям Концепции технической политики;
- возможность выдачи мощности проектируемой электрической и тепловой мощности;
- осуществления альтернативных вариантов;
- возможности расширения производства в будущем.
4.2. Инженерная разработка собственно энергообъекта и инжиниринговых мероприятий:
- обоснование масштаба проекта (основного и вспомогательного производств);
- необходимая техническая документация и выбор подрядчиков;
- определение оборудования и услуг, необходимых для реализации инвестиционного проекта, перечень возможных поставщиков.
5 Стоимость строительства
Затраты по строительству объекта оцениваются в отечественной валюте и должны включать затраты на оборудование, строительно-монтажные работы, затраты на проектно-изыскательские работы и прочие. Обоснование объемов необходимых финансовых ресурсов приводится на весь срок реализации проекта с разбивкой по годам. При разработанных предТЭО, ТЭО необходимо представление соответствующих обосновывающих материалов (договоров, смет, калькуляций).
Инвестиционные затраты в текущих ценах и базовых ценах
N | Показатели | Жизненный цикл проекта | |||||
|
| 1-й год | 2-й год | 3-й год | ... | n-й год | Итого |
1 | Затраты по проекту без НДС, всего:
в т.ч. оборудование
СМР
прочие |
|
|
|
|
|
|
6 Место размещения
В данном разделе характеризуется место размещения объекта, с учетом технологических, климатических, социальных и иных факторов:
- расположение энергообъекта относительно источников топливоснабжения;
- расположение предполагаемых потребителей энергии (тепловой и электрической);
- развитость инфраструктуры (социальной, транспортной и коммунальной);
- наличие рабочей силы;
- необходимость вспомогательных производств, в том числе для утилизации побочных продуктов и уничтожения отходов производства;
- определение демографических и социально-культурных характеристик групп населения, затрагиваемых проектом.
7 График осуществления проекта
Реалистичный график должен быть составлен для осуществления всех этапов проекта, начиная с разработки собственно инвестиционного проекта и кончая выходом объекта на эксплуатацию с проектной мощностью, включая план финансирования. График должен позволять осуществлять эффективный контроль за проведением работ на всех этапах проекта и вносить необходимые коррективы по ходу его продвижения.
8 Маркетинговая информация
В данном разделе следует кратко описать современное состояние и перспективы развития энергокомпании, ее положение в рамках электроэнергетической отрасли. Требуется показать емкость существующего рынка сбыта электрической и тепловой энергии, тенденции его развития, оценить возможное появление новых потребителей и конкурентов, обеспечение проекта ресурсами, необходимыми для его осуществления и эксплуатации в соответствии со сценарными условиями развития Холдинга, а также оценить вероятность принятия законов и инструкций, позитивно или негативно влияющих на эффективность инвестиционного проекта.
В связи с этим в разделе рассматриваются следующие вопросы:
- сбалансированность (дефицит/избыток) рынка электро- и теплоэнергий;
- современная и перспективная структура потребителей энергии;
- факторы, оказывающие влияние на изменение спроса на электрическую и тепловую энергию;
- наличие/отсутствие конкурентов;
- предполагаемые схемы реализации выработанной энергии;
- наличие/отсутствие сетевых ограничений;
- наличие проекта в Прогнозном балансе электроэнергетики и Холдинга ОАО РАО "ЕЭС России";
- принципы ценообразования на отпускаемую потребителям электрическую и тепловую энергию;
- круг возможных поставщиков топлива;
- прогноз изменения цен на энергоносители в регионе;
- макро- и микроэкономическое окружение (налоги, государственная поддержка);
- дополнительные эффекты от реализации проекта.
9 Производственная программа и издержки
Производственная программа и издержки задаются планируемые объемы выпуска по каждому виду энергии; может включать в зависимости от типа энергообъекта либо производство только электроэнергии, либо производство электроэнергии и теплоэнергий. Определяются суммарные производственные издержки в соответствии с заданной производственной программой.
10 Экология
Задачей оценки воздействия на окружающую среду при обосновании бизнес-плана и проектной документации является процедура определения характера, степени, масштаба воздействия объекта хозяйственной деятельности на окружающую среду на предпроектной стадии, мер по предупреждению или снижению отрицательных экологических последствий путем разработки плана мероприятий.
11 Источники финансирования проекта
В данном разделе должны быть представлены:
- предложения, отражающие потенциальные источники финансирования;
- вклады каждого партнера;
- возможности и механизмы лизингового финансирования;
- необходимая величина заемных средств, условия и сроки их возврата;
- график осуществления инвестиций с разбивкой по годам и статьям затрат.
При наличии представляются документы о намерениях и результатах предварительных переговоров с потенциальными инвесторами проекта.
12 Оценка коммерческой эффективности проекта
Оценка коммерческой эффективности проекта осуществляется с помощью расчета следующих основных критериев:
- чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- внутренняя норма доходности (ВНД);
- период окупаемости.
Оценка финансовой реализуемости проекта, включая источники финансирования. В случае использования заемных средств, лизинговых схем и т.п. - предусмотреть источники погашения задолженности. В случае использования для финансирования ИП средств дополнительной эмиссии акций - информацию об условиях выпуска дополнительного выпуска акций с указанием кому и в каких долях предполагается осуществить размещение акций; прогноз изменений структуры акционерного капитала Общества.
Оценка коммерческой эффективности ИП проводится с учётом следующих требований:
1) капитальные вложения, заложенные в расчетах, индексируются в соответствии с индексами цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры (см. Ежеквартальный сборник "Индексы цен в строительстве", КО-ИНВЕСТ);
2) все расчеты необходимо проводить в рублях РФ. Для проектов, предусматривающих приобретение импортного оборудования или продажу электроэнергии заграницу, курс доллара США рекомендуется принимать в соответствии с прогнозными данными Министерства экономического развития и торговли Российской Федерации;
3) оценка проводится для двух вариантов:
- в текущих (базисных) ценах, сложившихся на момент проведения расчетов;
- в прогнозных ценах (с учетом инфляции).
- Для моделирования денежных потоков в первые три года реализации проекта тарифы на электро- и теплоэнергию и цены на топливо принимаются по данным ОАО РАО "ЕЭС России", утверждаемым ФСТ России, на более отдаленную перспективу - в соответствии с другими прогнозами, формируемыми Корпоративным Центром ОАО РАО "ЕЭС России" и официально принятыми в ОАО РАО "ЕЭС России". Кроме того, выполняются расчеты с учетом доходов от продажи ЕСВ.
- Данные по объемам производства электро- и теплоэнергии и по потребности в топливе должны соответствовать годовым и трехлетним балансам, направляемым ОАО РАО "ЕЭС России" в ФСТ России.
- Величина ставки дисконтирования задается ДФП КЦ с учетом рисков и нормы доходности на капитал и утверждается Членом Правления, финансовым директором ОАО РАО "ЕЭС России".
- Обязательным условием проведения коммерческой оценки проекта является расчет следующих показателей эффективности ИП: ЧДЦ, ВНД, срок окупаемости (простой и дисконтированный), индекс доходности (ИД), отношение выгоды/затраты.
- Обязательным условием является оценка рисков и чувствительности проектов энергообъектов. В качестве факторов, отражающих изменение внешних условий реализации и способных оказать наиболее существенное влияние на эффективность проекта, как правило, рассматриваются инвестиционные затраты, тарифы на электро- и теплоэнергию и стоимость топлива. Следует рассматривать изменение указанных параметров в диапазоне "плюс", "минус" 30% с шагом 10%.
Для ФСТ, помимо оценки эффекта (экономического, технологического), приводятся тарифные последствия реализации проекта при простом сроке окупаемости капитальных вложений для объектов теплогенерации 12 лет и для объектов гидрогенерации-15 лет (включая период строительства).
13 Оценка финансовой реализуемости проекта
Для оценки финансовой реализуемости проекта необходимо проанализировать сальдо денежных потоков проекта, т.е. рассчитать разницу между притоком и оттоком денежных средств проекта. Его неотрицательность в течение всего жизненного цикла проекта является обязательным условием для его осуществления. Отрицательное сальдо между притоком и оттоком денежных средств в каком-либо периоде реализации проекта (рассчитанное нарастающим итогом) свидетельствует о недостатке денежных средств и требует соответствующей корректировки финансовой деятельности и, соответственно, схемы финансирования проекта.
14 Анализ рисков и чувствительности проекта
В данном разделе необходимо определить, насколько сильно изменится эффективность проекта при определенном изменении одного из исходных параметров проекта. Чем сильнее эта зависимость, тем выше риск реализации проекта. Иначе говоря, незначительное отклонение от первоначального замысла окажет серьезное влияние на успех всего проекта.
При оценке чувствительности проектов энергообъектов в качестве факторов, отражающих изменение внешних условий реализации и способных оказать наиболее существенное влияние на эффективность проекта, как правило, рассматриваются:
- инвестиционные затраты;
- тарифы на электро- и теплоэнергию;
- стоимость топлива.
Проект считается устойчивым и эффективным, если во всех рассмотренных ситуациях интересы участников соблюдаются, а возможные неблагоприятные последствия устраняются за счет созданных запасов и резервов или возмещаются страховыми выплатами.
3. МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ
Основной задачей финансового обоснования реализации инвестиционного проекта является оценка прибыльности денежных средств, вовлекаемых в проект. Коммерческая эффективность проекта определяется распределенными во времени финансовыми затратами и доходами проекта, интегральное соотношение которых определяет степень доходности проекта и является тем основным показателем, который в первую очередь интересует инвесторов. Эффективность вложения инвестиций может рассчитываться как для проекта в целом, так и для отдельных участников с учетом величины и условий их вкладов (см. гл. 2).
Финансовый анализ и оценка эффективности инвестиционного проекта осуществляется путем определения денежных потоков, характеризующих операционную (производственную), инвестиционную и финансовую деятельность проекта. В соответствии с международными стандартами основными формами отражения финансовой информации являются:
- Балансовый отчет (другое название - проектно-балансовая ведомость), который по состоянию на конкретную дату отражает структуру активов и пассивов проекта. Составленный для каждого года всего цикла существования энергообъекта, он предназначен для иллюстрации динамики структуры имущества (активов) компании и источников его финансирования (пассивов), а также используется для расчета показателей финансового состояния проекта (ликвидности, финансовой устойчивости, оборачиваемости и др.);
- Отчет о прибылях и убытках (о финансовых результатах), который обеспечивает оценку результатов текущей (хозяйственной) деятельности компании за каждый год всего цикла существования энергообъекта. Назначением формы является иллюстрация соотношения ежегодных доходов, получаемых в процессе производственной деятельности проекта, с необходимыми расходами за тот же период. В этой же форме показывается расчет величин различных налоговых выплат и дивидендов;
- Отчет о движении денежных средств (поток наличности) предназначен для определения источников финансовых средств компании и направлений использования этих средств. Отчет необходим для проверки достаточно ли денежных средств, получаемых от основной деятельности проекта, для покрытия его расходов в каждый год на протяжении всего жизненного цикла проекта.
Выполнение работ по оценке эффективности инвестиционных проектов включает несколько обязательных фаз, а именно:
- подготовка (сбор и верификация) исходных данных;
- выполнение предварительных расчетов, выявление "узких мест" проекта и оценка его финансовой состоятельности;
- корректировка или дополнение исходных данных по результатам предварительных расчетов финансовой оценки и согласованию с заказчиком;
- выполнение завершающих расчетов, развернутый анализ полученной информации, оценка эффективности инвестиций и оценка рисков;
- интерпретация результатов анализа и подготовка отчета (заключения) о целесообразности осуществления проекта.
Далее рассмотрены основные стадии проведения финансового анализа и оценки эффективности инвестиционных проектов энергообъектов.
3.1. Выбор общеэкономических параметров
Проведение финансового анализа и оценка эффективности инвестиционного проекта требует учитывать изменения целого ряда факторов, характеризующих общую экономическую ситуацию в стране и отрасли. К таким факторам относятся: налоговая система, кредитная политика, инфляционные изменения цен, тарифная политика на энергоносители, график реализации проекта и ряд других.
В таблице 3.1 приведен перечень общеэкономических параметров, задание которых необходимо для выполнения расчетов.
Таблица 3.1 - Общие экономические параметры
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Год начала реализации проекта |
|
|
|
|
|
|
|
Срок строительства, лет |
|
|
|
|
|
|
|
Период временной эксплуатации, лет |
|
|
|
|
|
|
|
Период нормальной эксплуатации, лет |
|
|
|
|
|
|
|
Ставка дисконтирования, % |
|
|
|
|
|
|
|
Ставки налогов, %: |
|
|
|
|
|
|
|
налог на добавленную стоимость (НДС) |
|
|
|
|
|
|
|
налог на прибыль |
|
|
|
|
|
|
|
налог на имущество |
|
|
|
|
|
|
|
земельный налог |
|
|
|
|
|
|
|
транспортный налог |
|
|
|
|
|
|
|
водный налог |
|
|
|
|
|
|
|
прочие налоги |
|
|
|
|
|
|
|
Единый социальный налог, %: |
|
|
|
|
|
|
|
пенсионный фонд РФ |
|
|
|
|
|
|
|
фонд социального страхования |
|
|
|
|
|
|
|
фонд обязательного медицинского страхования |
|
|
|
|
|
|
|
Взносы на обязат. соц. страхование от несчастных случаев, % |
|
|
|
|
|
|
|
Размер дивидендов, %* |
|
|
|
|
|
|
|
________________
*) В случае разделения акционерного капитала на обыкновенные и привилегированные акции, размер дивидендов по ним задается раздельно.
Для моделирования всех видов деятельности энергообъекта необходимо задаться реалистичным графиком осуществления проекта по годам (жизненный цикл проекта) с момента начала или возобновления строительства (реконструкции, модернизации, расширения и пр.) до предполагаемого конца периода эксплуатации энергообъекта. При определении жизненного цикла проекта следует учитывать такую особенность энергообъектов как ввод в эксплуатацию очередями (блоками). С этой целью в общем жизненном цикле проекта выделен период так называемой временной эксплуатации энергообъекта (производство товарной продукции до выхода на проектные параметры функционирования). Таким образом, общая продолжительность жизненного цикла энергообъекта может задаваться в виде трех периодов:
- период строительства (освоение капиталовложений). Длительность периода строительства считается от момента начала финансирования инвестиционного проекта до пуска первой очереди (агрегата) станции.
- период временной эксплуатации. Длительность периода временной эксплуатации определяется от момента пуска первого агрегата до выхода станции на проектную мощность.
- период нормальной эксплуатации (работа с проектными параметрами производства). Длительность периода нормальной эксплуатации считается от момента выхода станции на полную мощность до окончания срока службы энергообъекта.
Длительность каждого из трех периодов определяется особенностями конкретного проекта. Жизненный цикл проектов в электроэнергетике в основном зависит от типа энергообъекта и обычно принимается равным:
- 25-30 лет для тепловых электростанций;
- 40-50 лет для гидроэлектростанций.
Проекты энергообъектов обычно характеризуются длительным инвестиционным циклом, поэтому в качестве шага расчета может быть принят год.
- Информация о системе налогообложения должна включать, прежде всего, возможно более полный перечень налогов. Особое значение должно быть уделено налогам, регулируемым региональным законодательством (налоги субъектов Федерации и местные налоги). По каждому виду налогов необходимо привести следующие сведения:
- база налогообложения. В случае, если такая база установлена федеральным законом, достаточно указать документ, в соответствии с которым она исчисляется. В случае, если для соответствующего региона или вида производства база налогообложения исчисляется в ином порядке, необходимо произвести соответствующие дополнения и изменения;
- ставка налога;
- периодичность выплат налога (сроки уплаты);
- сведения о льготах по налогу (в части, относящейся к предприятиям-участникам проекта). В случае, если состав и размеры льгот установлены федеральным законодательством, достаточно указать документ, в соответствии с которым они определяются. Льготы, введенные субъектами Федерации и местной администрацией, описываются отдельно;
- распределение налоговых платежей между бюджетами различного уровня.
Указанная информация приводится раздельно по группам налогов, платежи по которым по-разному отражаются в балансе предприятия.
- При проведении финансового анализа и оценки эффективности инвестиционных проектов существенное значение имеет принцип временной ценности денежных средств. Суть его состоит в том, что денежная единица, полученная в данный момент времени, более ценна, чем та же денежная единица, но ожидаемая к получению в будущем. Существование этого принципа обусловлено тремя причинами:
- оборачиваемость - деньги, полученные в настоящий момент можно пустить в оборот и получить дополнительный доход;
- риск - всегда существует ненулевая вероятность неполучения причитающихся денежных средств из-за действия ряда объективных и субъективных факторов;
- инфляция - получаемые в будущем денежные средства имеют тот же номинал, но меньшую покупательную способность.
Учет принципа разной временной ценности денежных средств при оценке эффективности инвестиционных проектов осуществляется с помощью известного алгоритма, в основе которого лежит операция дисконтирования, суть которой состоит в приведении разновременных денежных потоков к одному моменту времени - точке (году, шагу) приведения. В примерах, рассмотренных в данных "Методических рекомендациях" в качестве точки приведения принят момент, соответствующий концу первого шага (года) расчета.
Этот коэффициент позволяет привести в сопоставимый вид затраты и выгоды во временном разрезе. На выбор величины ставки дисконтирования влияют многие факторы:
- вид источников финансирования (привлекаемого капитала) инвестиционного проекта, требующих разных уровней компенсации;
- существующие и прогнозируемые темпы инфляции;
- наличие различных факторов риска.
В зависимости от целей и позиции лица, заинтересованного в оценке проекта, норма дисконта определяется как: коммерческая, участника проекта, социальная или бюджетная.
Коммерческая норма дисконта используется при оценке коммерческой эффективности проекта в целом и определяется с учетом альтернативной эффективности использования капитала. Безрисковая коммерческая норма дисконта может устанавливаться в соответствии с требованиями к минимально допустимой будущей доходности вкладываемых средств. Безрисковая норма дисконта, используемая для оценки эффективности участия в проекте, назначается инвестором самостоятельно. При этом можно ориентироваться на рыночную ставку доходности по долгосрочным государственным облигациям или на доходность вложений в операции на открытых для импорта конкурентных рынках относительно безрисковых товаров и услуг.
Безрисковая социальная (общественная) норма дисконта, используемая для оценки общественной и региональной эффективности, считается национальным параметром и должна устанавливаться централизованно органами управления экономикой народного хозяйства России в увязке с прогнозами экономического и социального развития страны.
Бюджетная норма дисконта используется при расчетах бюджетной эффективности и отражает альтернативную стоимость бюджетных средств.
Для денежного потока собственного капитала используется ставка дисконта, равная требуемой собственником ставке отдачи на вложенный капитал. В соответствии с методом оценки капитальных активов (САРМ) обосновать требуемую инвестором ставку дохода на вложенный капитал можно с использованием следующей формулы:
Норма дисконта может включать или не включать поправку на риск. В величине поправки на риск учитываются типы рисков, описанные в параграфе 3.13.
Оценка проектов может проводиться как в текущих (постоянных, фиксированных), так и в прогнозных ценах - с учетом инфляции. Текущие цены не обязательно являются неизменными: их изменение может прогнозироваться независимо от инфляции, например, в результате увеличения уровня надежности электроснабжения или учитываемого проектом постепенного сближения цен на электроэнергию и топливо с мировыми. Определение прогнозных цен производится по шагам расчета исходя из темпов прогнозируемого уровня инфляции.
Если текущие значения затрат и результатов выражаются в прогнозных ценах, то для обеспечения сравнимости результатов, полученных при различных уровнях инфляции, необходим расчет эффективности в дефлированных ценах. Дефлированными называются прогнозные цены, приведенные к уровню цен фиксированного момента времени путем деления на общий базисный индекс инфляции. Дефлированные цены используются для вычисления интегральных показателей эффективности. Учет влияния инфляции может привести к переоценке финансовых результатов осуществления проекта, к изменению плана реализации проекта, необходимому объему заемных средств, планируемых величин запасов и задолженностей.
Инфляция может быть постоянной и переменной в течение жизненного цикла проекта, а также однородной (одинаковые уровни изменения цен по видам продукции и ресурсов) и неоднородной (разные уровни инфляции на различные составляющие затрат и видов продукции: на тарифы на электро- и теплоэнергию; на стоимость топлива; на инвестиционные и эксплуатационные затраты). Пример оценки проекта с учетом переменной неоднородной инфляции представлены в расчете эффективности проектов 1-3, 5-8 (раздел 9).
3.2. Разработка программы производства и реализации электро- и теплоэнергии
Программа производства и реализации электро- и теплоэнергии разрабатывается с учетом прогнозируемых графиков электрической нагрузки, проектных режимов работы энергообъектов и ряда других факторов, удовлетворяющих технико-экономическим характеристикам рассматриваемых сценариев энергетического развития региона. При проведении финансового анализа перспективная работа рассматриваемого энергообъекта может задаваться близкой к проектной нагрузке, т.е. к проектному режиму работы оборудования. В зависимости от типа оборудования проектный режим работы задается числом часов использования установленной мощности. Для базовых электростанций это число обычно бывает равным 6000-6500 часов, для пиковых - 1000-1500 часов, для полупиковых - промежуточные значения между этими двумя диапазонами.
В программе производства задаются планируемые объемы выпуска по каждому виду энергии. Программа производства может включать в зависимости от типа энергообъекта либо производство только электроэнергии, либо производство электроэнергии и теплоэнергии. Пример производственной программы для ТЭЦ представлен в таблице 3.2. Годовой объем реализации электроэнергии определяется как произведение установленной мощности на число часов использования установленной мощности за вычетом расходов на собственные нужды электростанции. Расход на собственные нужды задается в процентах от годовой выработки электроэнергии.
Таблица 3.2 - Программа производства и реализации (доходы)
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Программа производства и реализации электроэнергии | |||||||
Установленная электрическая мощность, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
Суммарная вводимая электрическая мощность, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
График ввода |
|
|
|
|
|
|
|
Число часов использования электрической мощности, час |
|
|
|
|
|
|
|
Выработка электроэнергии, млрд. кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
Расход электроэнергии на собственные нужды, % |
|
|
|
|
|
|
|
Расход электроэнергии на собственные нужды, млрд. кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
Объем отпуска электроэнергии, млрд. кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
Доля либерализации рынка электроэнергии, % |
|
|
|
|
|
|
|
Объем реализации электроэнергии по регулируемым договорам (РД), млрд. кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
Регулируемый тариф на электроэнергию по РД, руб./кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
Регулируемый тариф на мощность по РД, тыс. руб./МВт в мес. |
|
|
|
|
|
|
|
Выручка от реализации электроэнергии по РД, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Выручка от реализации мощности по РД, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Выручка от реализации электроэнергии и мощности по РД, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Объем реализации электроэнергии по свободным ценам (РСВ), млрд. кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
Свободная цена на электроэнергию на РСВ, руб./кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
Выручка от реализации электроэнергии на РСВ, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Выручка от реализации электроэнергии, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Программа производства и реализации теплоэнергии | |||||||
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч |
|
|
|
|
|
|
|
Суммарная вводимая тепловая мощность, Гкал/ч |
|
|
|
|
|
|
|
График ввода |
|
|
|
|
|
|
|
Число часов использования тепловой мощности, час |
|
|
|
|
|
|
|
Объем реализации теплоэнергии, млн. Гкал |
|
|
|
|
|
|
|
Тариф на теплоэнергию, руб./Гкал |
|
|
|
|
|
|
|
Выручка от реализации теплоэнергии, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Выручка от реализации прочих товаров и услуг, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Суммарная выручка от реализации, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Прочие доходы (поступления), млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
Объем реализации теплоэнергии определяется как произведение установленной тепловой мощности на число часов использования тепловой мощности, задаваемое в соответствии с графиком покрытия тепловых нагрузок.
Годовая выручка от реализации электро- и теплоэнергии определяется как сумма произведений объемов реализации электро- и теплоэнергии соответственно на цены на электро- и теплоэнергию.
Для линий электропередачи программа производства в общем случае определяется результатами предварительной оптимизации сценарного развития оптового рынка рассматриваемого региона. На объемы электроэнергии (мощности), передаваемые по ЛЭП, оказывают влияние схема и пропускные способности основной сети, а также диспетчеризация режима поставок электроэнергии (мощности) на оптовый рынок.
При определении эффективности инвестиционного проекта ЛЭП годовая выручка определяется как общий объем передаваемой по ней электроэнергии, умноженный на плату за передачу электроэнергии.
Программа производства для тепловых сетей определяется исходя из объема передаваемой тепловой энергии и платы за услуги по передаче теплоэнергии.
3.3 Потребность в инвестициях
Общий объем необходимых инвестиций в осуществление проекта складывается из суммы инвестиционных затрат в строительство или реконструкцию энергообъекта, требуемых оборотных средств, средств для обслуживания долга в период строительства (в том случае, если в схеме финансирования проекта предполагается использование займов и кредитов).
Инвестиции в строительство энергообъекта определяются как сумма затрат на подготовку и освоение земельного участка, строительство зданий и сооружений, покупку и монтаж оборудования. Инвестиционные затраты задаются по главам сметы в соответствии с предполагаемым графиком их освоения по годам строительства. Структура инвестиционных затрат для ТЭС приведена в таблице 3.3, для других характерных энергообъектов (ГЭС, ЛЭП и пр.) - в разделе 9.
Таблица 3.3
Суммарная потребность в инвестициях (без НДС)
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Глава 1. Подготовка территории строительства |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 2. Основные объекты строительства |
|
|
|
|
|
|
|
в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
оборудование: |
|
|
|
|
|
|
|
газовая турбина |
|
|
|
|
|
|
|
конденсационная турбина |
|
|
|
|
|
|
|
теплофикационная турбина |
|
|
|
|
|
|
|
энергетический котел |
|
|
|
|
|
|
|
оборудование АСУ ТП |
|
|
|
|
|
|
|
вспомогательное тепломеханическое оборудование |
|
|
|
|
|
|
|
вспомогательное электротехническое оборудование |
|
|
|
|
|
|
|
прочее оборудование |
|
|
|
|
|
|
|
строительно-монтажные работы |
|
|
|
|
|
|
|
прочие объекты строительства |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глава 3. Объекты подсобного назначения |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 4. Объекты энергетического хозяйства |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 5. Объекты транспортного хозяйства и связи |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 6. Внешние инженерные сети |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 7. Благоустройство и наружное освещение |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 8. Временные здания и сооружения |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 9. Прочие работы и затраты |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 10. Содержание дирекции строительства |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 11. Подготовка эксплуатационных кадров |
|
|
|
|
|
|
|
Глава 12. Проектно-изыскательские работы |
|
|
|
|
|
|
|
Непредвиденные работы и затраты |
|
|
|
|
|
|
|
Оборудование, приобретенное по лизингу |
|
|
|
|
|
|
|
Итого затраты на промстроительство |
|
|
|
|
|
|
|
Прочие затраты |
|
|
|
|
|
|
|
Итого объем инвестиций в строительство |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Потребность в дополнительном финансировании |
|
|
|
|
|
|
|
Обслуживание долга |
|
|
|
|
|
|
|
Прирост оборотного капитала |
|
|
|
|
|
|
|
Итого суммарный объем инвестиций |
|
|
|
|
|
|
|
Дополнительно задаются ранее вложенные в проект средства. Данные средства не участвуют в формировании денежных потоков (кроме учета альтернативной стоимости, описанной в разделе 3.10), а служат только для определения стоимости основных фондов и амортизации энергообъекта. На этапе завершения инвестиционного проекта учитывается ликвидационная стоимость активов и затраты на ликвидацию, а также терминальная (конечная) стоимость, т.е. приведенная ценность денежных потоков постпрогнозного периода.
Планируемые расходы на замену основного оборудования и т.п. могут быть достаточно значительные по величине, тогда в расчетах денежных потоков они отражаются на том временном шаге, на котором производятся. Источником финансирования этих затрат служат накопленная амортизация и прибыль. Пример оценки инвестиционного проекта с учетом проведения замены оборудования приведен в разделе 9.1.
3.4 Формирование производственных издержек
В соответствии с принятой классификацией энергообъектов и заданной производственной программой формируются данные, характеризующие необходимые текущие затраты, связанные с производственной деятельностью, т.е. определяются суммарные производственные издержки. Расчет ежегодных производственных издержек энергообъекта производится по экономическим элементам затрат. Структура суммарных производственных издержек электростанций по элементам затрат приведена в таблице 3.4.
Таблица 3.4 - Производственные издержки
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Материальные затраты |
|
|
|
|
|
|
|
в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
затраты на топливо |
|
|
|
|
|
|
|
работы (услуги) производственного характера |
|
|
|
|
|
|
|
Сырье и материалы |
|
|
|
|
|
|
|
Другие |
|
|
|
|
|
|
|
Затраты на оплату труда |
|
|
|
|
|
|
|
Отчисления на социальные нужды |
|
|
|
|
|
|
|
Амортизация |
|
|
|
|
|
|
|
Прочие затраты |
|
|
|
|
|
|
|
в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
ремонт основных средств |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
платежи за загрязнение окружающей среды |
|
|
|
|
|
|
|
лизинговые платежи |
|
|
|
|
|
|
|
Другие |
|
|
|
|
|
|
|
Налоги и сборы |
|
|
|
|
|
|
|
в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
земельный налог |
|
|
|
|
|
|
|
транспортный налог |
|
|
|
|
|
|
|
водный налог |
|
|
|
|
|
|
|
прочие налоги |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого производственные издержки |
|
|
|
|
|
|
|
Наибольший удельный вес в структуре производственных издержек в электроэнергетике имеют затраты на топливо. Для гидроэлектростанций и сетевых энергообъектов этот элемент затрат отсутствует. Затраты на топливо рассчитываются как произведение годового расхода топлива на цену топлива (таблица 3.5).
Таблица 3.5 - Расчет топливной составляющей издержек
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Удельный расход условного топлива: |
|
|
|
|
|
|
|
на производство электроэнергии, г/кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
|
на производство теплоэнергии, кг/Гкал |
|
|
|
|
|
|
|
Расход топлива на произ-во электро- и теплоэнергии, тыс. т у.т. |
|
|
|
|
|
|
|
- газ |
|
|
|
|
|
|
|
- уголь |
|
|
|
|
|
|
|
- нефтетопливо |
|
|
|
|
|
|
|
Цена топлива (с учетом инфляции), руб./т у.т. |
|
|
|
|
|
|
|
- газ |
|
|
|
|
|
|
|
- уголь |
|
|
|
|
|
|
|
- нефтетопливо |
|
|
|
|
|
|
|
Затраты на топливо, млн. руб. |
|
|
|
|
|
|
|
В структуре постоянных издержек наибольший удельный вес имеет амортизационная составляющая, которая рассчитывается исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и утвержденных в установленном порядке норм амортизационных отчислений. Для приведения балансовой стоимости основных фондов в соответствие с действующими ценами и условиями воспроизводства может осуществляться переоценка основных фондов.
Здесь же задаются прочие расходы (выплаты) по проекту, например расходы по прочим видам деятельности.
3.5. Расчет чистого оборотного капитала
Финансовые средства, необходимые для нормального функционирования энергообъектов, составляют оборотный капитал предприятия. Затраты на производство продукции и поступление доходов от ее реализации, как правило, разделены во времени. Кроме этого, для обеспечения бесперебойного процесса производства электро- и теплоэнергии теплоэлектростанциям требуется создание запасов топлива, величина которых зависит от объемов производства, регулярности и надежности поставок. Необходимый для инвестиционного проекта оборотный капитал рассчитывается на основе определения потребности в текущих оборотных средствах (оборотных активов) и краткосрочных обязательствах (оборотных пассивов).
К оборотным активам относятся:
- запасы топлива и вспомогательных материалов;
- дебиторская задолженность (электроэнергия отпущенная, но не оплаченная потребителем).
Особенностью расчета оборотного капитала в энергетике является отсутствие таких компонент текущих активов как незавершенная продукция, готовая продукция, находящаяся на складе.
К краткосрочным обязательствам относятся подлежащие оплате счета кредиторов и устойчивые пассивы по расчетам с бюджетом и персоналом.
Расчет размера оборотных средств и краткосрочных обязательств выполняется на основе коэффициента оборота, рассчитываемого по каждой из указанных выше составляющих и их стоимостной оценки. Коэффициент оборота рассчитывается как отношение числа дней в году (обычно принимается 360) к количеству дней минимального обеспечения предприятия текущими активами и пассивами, которые определяются на основе технологических данных об объемах запасов топлива, материалов, а также на основе предполагаемого объема отпуска электро- и теплоэнергии. Стоимостная оценка каждой из составляющих определяется на основе рассчитанных производственных издержек, стоимости отпущенной электро- и теплоэнергии.
Ниже изложена методика расчета составляющих чистого оборотного капитала.
Средства на создание запасов топлива, сырья и материалов рассчитываются путем деления их годового расхода в стоимостном выражении на коэффициент оборота, который определяется как отношение числа дней в году к технологическим нормам запаса (в днях).
Дебиторская задолженность (стоимость отпущенной электро- и теплоэнергии, не оплаченной потребителем, т.е. отпуск ее в кредит) рассчитывается на основе стоимости реализованной энергии и коэффициента оборота, определяемого как отношение числа дней в году к периоду, принимаемому на основе анализа сроков оплаты счетов за отпущенную электро- и теплоэнергию.
Краткосрочные обязательства (кредиторская задолженность) включает счета по оплате поставляемого в кредит топлива, сырья и материалов, отсрочки по расчетам с бюджетом и по расчетам с персоналом. Расчет кредиторской задолженности по оплате счетов за топливо, сырье и материалы производится на основе стоимости указанных видов материальных ресурсов и коэффициента оборота, определяемого как отношение числа дней в году к нормативу, принимаемому на основе анализа поставок топлива и вспомогательных материалов (таблица 3.6).
Таблица 3.6 - Расчет оборотного капитала
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Оборотные активы: |
|
|
|
|
|
|
|
дебиторская задолженность |
|
|
|
|
|
|
|
Запасы: |
|
|
|
|
|
|
|
- топлива |
|
|
|
|
|
|
|
- сырья и материалов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оборотные пассивы: |
|
|
|
|
|
|
|
Кредиторская задолженность, в том числе: |
|
|
|
|
|
|
|
поставщики и подрядчики |
|
|
|
|
|
|
|
задолженность перед персоналом организации |
|
|
|
|
|
|
|
задолженность перед государственными внебюджетными фондами |
|
|
|
|
|
|
|
Задолженность по налогам и сборам |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого оборотный капитал |
|
|
|
|
|
|
|
Прирост оборотного капитала |
|
|
|
|
|
|
|
3.6. Источники финансирования
В качестве возможных источников финансирования проекта могут рассматриваться: акционерные инвестиции, финансирование из государственных источников, долговое финансирование, лизинговое финансирование (таблица 3.7).
Таблица 3.7 - Источники финансирования
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Акционерный капитал |
|
|
|
|
|
|
|
в т.ч. Обыкновенные акции |
|
|
|
|
|
|
|
Привилегированные акции |
|
|
|
|
|
|
|
Бюджетное финансирование |
|
|
|
|
|
|
|
Облигации |
|
|
|
|
|
|
|
Финансовый лизинг |
|
|
|
|
|
|
|
Заемный капитал |
|
|
|
|
|
|
|
Всего финансовые средства |
|
|
|
|
|
|
|
С точки зрения организатора инвестиционного проекта все средства, используемые в качестве источников финансирования, по их происхождению можно разделить на собственные и заемные. К собственным средствам относятся:
- выручка от реализации акций (взнос в уставный капитал в денежной форме);
- нераспределенная прибыль (фонд накопления);
- начисленная, но неиспользованная амортизация основных средств;
- амортизация нематериальных активов;
- прочее (выручка от продажи активов, страховые возмещения, средства, выделяемые вышестоящими холдинговыми или акционерными компаниями, промышленно-финансовыми группами на безвозмездной основе, субсидии и гранты).
В качестве заемных и привлеченных средств рассматриваются:
- кредиты банков, инвестиционных фондов и компаний, страховых обществ, пенсионных фондов, а также векселя и другие средства;
- кредиты иностранных инвесторов;
- кредиты, предоставляемые государством на возвратной основе;
- привлеченные средства других организаций;
- облигационные займы;
- иностранные инвестиции, предоставляемые в форме финансового или иного участия в уставном капитале совместных предприятий, а также в форме прямых вложений (в денежной форме) международных организаций и финансовых учреждений;
- долевое участие в строительстве и пр.
Акционерный капитал компании состоит из обыкновенных и привилегированных акций. Обыкновенные акции - это ценные бумаги, определяющие право на владение собственным капиталом компании. Привилегированная акция является долевой ценной бумагой и дает владельцу право:
- на получение дивидендов;
- на получение части стоимости в случае ликвидации акционерного общества.
Размер дивиденда и стоимость, выплачиваемая при ликвидации общества (ликвидационная стоимость) по привилегированным акциям, в отличие от обыкновенных акций, определяются его уставом. Общество не вправе принимать решение о выплате дивидендов по обыкновенным акциям, если не принято решение о выплате в полном размере дивидендов по всем типам привилегированных акций. Таким образом, с одной стороны, держатели привилегированных акций имеют преимущество перед держателями обыкновенных акций в получении текущего дохода (приоритет в очередности и гарантированность уровня дивидендных выплат), а также первоочередность исполнения обязательств перед акционерами в случае ликвидации акционерного общества. С другой стороны, возможность участия акционеров - владельцев привилегированных акций в управлении компанией и, соответственно, распределении большей части денежных потоков крайне ограничена.
Для схем финансирования, в которых используются заемные средства, необходим расчет обслуживания долга. Обслуживание долга состоит в определении размера ежегодных выплат, включающих погашение основной суммы долга и выплату процентов за кредит (таблица 3.8).
Таблица 3.8 - Условия предоставления займов
Величина займа |
| ||||||
Год начала получения |
| ||||||
Срок погашения, лет |
| ||||||
Льготный период, лет |
| ||||||
Процентная ставка,% |
| ||||||
Способ погашения кредита в том числе (1 или 2):
1 - аннуитет (величина ежегодных выплат) - постоянна
2 - величина погашения основной суммы долга - постоянна |
| ||||||
год начала обслуживания долга:
1 - текущий, 2 - следующий |
| ||||||
Возврат заемных средств | |||||||
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Периодические выплаты |
|
|
|
|
|
|
|
Погашение основной суммы долга |
|
|
|
|
|
|
|
Выплаты процентов за кредит |
|
|
|
|
|
|
|
Остаток задолженности по кредитам |
|
|
|
|
|
|
|
Величина ежегодных выплат определяется по согласованию с кредитным учреждением. В таблице рассмотрены способы расчета выплат по кредиту, при котором величина ежегодных выплат (основная сумма долга плюс проценты) постоянна или постоянна величина основной суммы долга. Также возможно задание выплат основной суммы долга произвольно, в зависимости от наличия денежных средств в каждый год расчетного периода. При этом необходимо рассчитать показатели оценки устойчивости шкалы погашения долга, которые должны быть больше 1:
Процентное покрытие - отношение прибыли до налогов и процентов к процентным платежам в рассматриваемый период времени;
Коэффициент обслуживания долга - отношение прибыли до налогов, процентов и амортизации к сумме процентов и основной суммы долга деленной на единица минус ставка налога на прибыль.
Коэффициент покрытия выплат по долгу - отношение суммы чистой прибыли, процентных платежей и амортизации к сумме процентов и основной суммы долга.
Разновидностью заемных средств являются и облигационные займы. Облигацией называют долговое обязательство, в соответствии с которым заемщик (эмитент облигации) гарантирует кредитору (инвестору) выплату определенной суммы в фиксированный момент времени в будущем и периодическую выплату назначенных процентов (по фиксированной или плавающей ставке). По облигациям задается номинальная, или нарицательная, стоимость (номинал) - указанная на облигации денежная сумма, которую заемщик обязуется вернуть ее держателю по истечении срока облигации, дата погашения (дата выкупа) - день, когда должна быть выплачена номинальная стоимость облигации или цена выкупа и купонная процентная ставка (норма облигации) - отношение суммы, выплачиваемой за год (сумма процентов) к номиналу, выраженное в процентах.
При определенных условиях и обстоятельствах инвестиционному проекту может оказываться государственная поддержка на безвозвратной и/или возвратной основе. Государственное регулирование и поддержка инвестиционной деятельности осуществляется путем направления финансовых ресурсов на выполнение федеральных целевых программ и на другие федеральные государственные нужды. Суммы ассигнований на эти цели должны предусматриваться в бюджетах и в государственной инвестиционной программе.
Лизинговое финансирование позволяет осуществлять финансирование сделок по использованию движимого и недвижимого имущества с использованием механизма аренды. Особенности оценки эффективности инвестиционных проектов, предусматривающих использование имущества на условиях финансового лизинга, рассмотрены в разделах 4.3 и 9.2.
3.7 Отчет о прибылях и убытках
Отчет о прибылях и убытках отражает производственную деятельность энергообъекта по производству электро- и теплоэнергии и характеризует его прибыльность при реализации инвестиционного проекта. В отчете определяются следующие показатели: валовая прибыль, налогооблагаемая прибыль, размеры выплат по налогам и обязательствам, чистая прибыль, выплаченная сумма дивидендов, нераспределенная прибыль, накопленная нераспределенная прибыль (таблица 3.9).
Таблица 3.9 - Отчет о прибылях и убытках
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
Выручка от реализации |
|
|
|
|
|
|
|
Себестоимость продукции |
|
|
|
|
|
|
|
Валовая прибыль (прибыль/убыток от продаж) |
|
|
|
|
|
|
|
Выплаты процентов за кредит |
|
|
|
|
|
|
|
Выплаты процентов по облигациям |
|
|
|
|
|
|
|
Налог на имущество |
|
|
|
|
|
|
|
Прочие доходы |
|
|
|
|
|
|
|
Прочие расходы |
|
|
|
|
|
|
|
Прибыль до налогообложения |
|
|
|
|
|
|
|
Налог на прибыль |
|
|
|
|
|
|
|
Чистая прибыль |
|
|
|
|
|
|
|
Выплаты дивидендов по привилегированным акциям |
|
|
|
|
|
|
|
Выплаты дивидендов по обыкновенным акциям |
|
|
|
|
|
|
|
Нераспределенная прибыль |
|
|
|
|
|
|
|
Аккумулированная нераспределенная прибыль |
|
|
|
|
|
|
|
3.8 Отчет о движении денежных средств
Отчет о движении денежных средств показывает взаимосвязь между операционной (производственной), инвестиционной и финансовой деятельностью энергокомпании. Существуют три канала притока и оттока денежных средств компании:
Операционная деятельность. В области операционной деятельности денежные средства используются на закупку (с полной оплатой или в кредит) топлива и товарно-материальных ресурсов, на производство, при продаже энергии потребителям, для выплаты заработной платы и при уплате налогов. Источником получения денежных средств в операционной деятельности является поступление оплаты за проданную продукцию. Поскольку операционная деятельность у предприятия является главным источником прибыли, она должна являться основным источником денежных средств. Излишки денежных средств, возникающие в результате операционной деятельности компании, могут накапливаться и использоваться для расширения производства, выплаты дивидендов или возвращения банковского кредита.
В процессе осуществления инвестиционной деятельности денежные средства используются на приобретение активов с долгосрочным потенциалом для получения дохода, например, производственного оборудования. При продаже таких активов происходит поступление денежных средств. Инвестиционная деятельность, предполагающая расширение и модернизацию производственных мощностей, в общем случае приводит к оттоку денежных средств.
Финансовая деятельность служит для финансового обеспечения операционной и инвестиционной деятельности и призвана наилучшим образом использовать и увеличивать денежные средства, имеющиеся в распоряжении компании. Денежные средства используются на погашение кредитов (в том числе и на выплату процентов) и выплату дивидендов акционерам. Источником денежных средств является получение новых кредитов или продажа дополнительных акций (денежные средства в этом случае поступают в виде нового внесенного капитала).
Даже прибыльная операционная деятельность не всегда приносит достаточно денег для приобретения долгосрочных активов, например недвижимости или оборудования. Такие приобретения обычно требуют очень больших затрат, которые производятся хотя бы частично за счет новых займов. Предполагается, что расходы на обслуживание заемных средств будут компенсироваться будущими доходами, полученными в результате этих инвестиций.
Схема взаимосвязи операционной, инвестиционной и финансовой деятельности представлена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Связь между операционной инвестиционной, инвестиционной и финансовой деятельностью компании
В отчете о движении денежных средств рассматриваются рассчитанные ранее финансовые потоки, что позволяет представить структуру и динамику образования и использования финансовых ресурсов, оценить способность своевременно отвечать по обязательствам, включающим выплаты по кредитам, расчеты с бюджетом, начисление дивидендов. Этот отчет является основным (наряду с отчетом о прибылях и убытках) для оценки финансового состояния проекта в течение всего периода инвестирования и эксплуатации.
Неотрицательность баланса (т.е. разницы между притоком и оттоком денежных средств) в течение всего жизненного цикла проекта является обязательным условием для его осуществления. Отрицательное сальдо между притоком и оттоком денежных средств в каком-либо периоде реализации проекта (рассчитанное нарастающим итогом) свидетельствует о недостатке денежных средств и требует соответствующей корректировки производственной, финансовой или инвестиционной деятельности.
Существуют два метода составления отчета о движении денежных средств: прямой и косвенный. Прямой метод предполагает объединение расходов и доходов по видам деятельности: операционная, инвестиционная и финансовая. В косвенный методе рассматриваются приток наличностей проекта, включающий доходы от продаж, источники финансирования и отток наличностей, куда входят затраты на приобретение основных средств, издержки производства, выплаты по обязательствам, уплата налогов. Отчет о движении денежных средств, составленный прямым и косвенным методом, приведен соответственно в таблице 3.10 и таблице 3.11.
Таблица 3.10 - Отчет о движении денежных средств (прямой метод)
| Номер интервала расчета | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | n |
ОПЕРАЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Чистая прибыль |
|
|
|
|
|
|
|
Амортизация |
|
|
|
|
|
|
|
Итого денежных средств от операционной деятельности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ИНВЕСТИЦИОННАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Инвестиции в основные фонды (с учетом капитализируемых процентов) |
|
|
|
|
|
|
|
Изменение суммы оборотного капитала |
|
|
|
|
|
|
|
Сальдо расчетов с бюджетом по НДС |
|
|
|
|
|
|
|
Сальдо дохода от реализации основных фондов |
|
|
|
|
|
|
|
Итого денежных средств от инвестиционной деятельности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Изменение суммы акционерного капитала |
|
|
|
|
|
|
|
Изменение суммы долгосрочных банковских кредитов |
|
|
|
|
|
|
|
Изменение суммы бюджетного финансирования |
|
|
|
|
|
|
|
Изменение суммы облигационных займов |
|
|
|
|
|
|
|
Дивиденды |
|
|
|
|
|
|
|
Итого денежных средств от финансовой деятельности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарное изменение денежных средств |
|
|
|
|
|
|
|
Денежные средства нарастающим итогом |
|
|
|
|
|
|
|
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.