Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности развития энергетики Республики Беларусь 11
1.1 Основные тенденции развития энергетики Республики Беларусь 11
1.2 Возможности реструктуризации энергетического комплекса Республики Беларусь 34
1.3 Методы исследования эффективности инвестиционных проектов в энергетике и их особенности 49
Выводы по главе 1 81
Глава 2. Методические основы оценки эффективности инвестиций в БЭС 86
2.1 Существующие подходы к формированию комплекса «малая энергетика» 89
2.2 Основные цели формирования и реализации инвестиционных программ в энергетике 106
2.3 Интегральная оценка эффективности инвестиционных программ в электроэнергетике 126
Выводы по главе 2 137
Глава 3. Повышение эффективности инвестиционных программ в электроэнергетике 140
3.1 Анализ эффективности инвестиционных проектов в электроэнергетике. 140
3.2 Повышение эффективности реализации инвестиционной программы на технологической стадии «генерация» 169
3.3 Ранжирование инвестиционных проектов РУП-облэнерго 181
Выводы по главе 3 192
Заключение 194
Библиографический список 197
- Методы исследования эффективности инвестиционных проектов в энергетике и их особенности
- Основные цели формирования и реализации инвестиционных программ в энергетике
- Интегральная оценка эффективности инвестиционных программ в электроэнергетике
- Повышение эффективности реализации инвестиционной программы на технологической стадии «генерация»
Методы исследования эффективности инвестиционных проектов в энергетике и их особенности
Данная отрасль национальной экономики обладает присущими только ей специфическими особенностями, а именно: - получение электроэнергии и передача ее на значительные расстояния производится потоками с весьма высокой концентрацией и делимостью этих потоков; - неразрывность и полное совпадение во времени процесса производства, передачи, распределения и потребления энергии, и, как следствие, невозможность её складирования, т.е. производства электроэнергии больше, чем её требуется в данный момент для стабильной работы потребителей; - технически относительно простое и эффективное превращение её в другие виды энергии (тепловую, механическую, химическую, световую); - неравномерность графиков потребления энергии в течение любого периода времени, что порождает необходимость иметь дополнительные генерирующие мощности, а главное - распределительные сети большой протяженности. Потребление энергии различается в зависимости от времени суток, дней недели, календарных месяцев, погоды, режима работы предприятий и т.д.
Энергетическая отрасль Республики Беларусь в настоящее время образует естественную монополию по поставкам всех видов энергии. Имеющиеся у предприятий объекты малой энергетики существенного влияния на систему пока не оказывают. Белорусская энергетическая система (далее БЭС) в настоящее время представляет собой комплекс взаимозависимых и взаимообусловленных подсистем, главной целью которых является надежное и бесперебойное снабжение потребителей основными видами энергоносителей: газом, электроэнергией, теплоэнергией. В качестве подсистем БЭС выступают вертикально интегрированные компании (например, ГПО «Белэнерго», ГПО
«Белтопгаз» и т.д.), объединяющие на сегодняшний день весь технологический комплекс и стадии производства. Особенно это касается такого вида продукции как электроэнергия, поскольку ее производство и распределение в отличие от теплоэнергии объединено в единый общереспубликанский комплекс (рисунок 1.1).
Вертикально интегрированные компании (далее ВИК), такие как ГПО «Белэнерго» имеют четко разграниченные по функциональному признаку подразделения (отдельные субъекты хозяйствования), такие как РУП-облэнерго, в свою очередь разделенные на отдельные филиалы без образования юридического лица, и иные компании, осуществляющие вспомогательные функции (ремонт, наладку энергооборудования, проектирование и монтаж энергосистем и т.п.).
Филиалы РУП-облэнерго в свою очередь разделены по назначению: генерирующие источники, осуществляющие производство энергии, филиалы электрических и тепловых сетей, выполняющие ее передачу и частично распределение, а также сбытовые филиалы, ответственные за распределение энергии и сбытовые функции. Кроме того, в состав РУП-облэнерго в настоящее время входят филиалы, осуществляющие надзорные функции за соблюдением правил энергоснабжения потребителей, а также различного рода вспомогательные функции: ремонт, подготовку и переподготовку кадров энергосистемы и т.п. В БЭС в настоящее время можно выделить три иерархических уровня:
1- й уровень - объекты республиканского назначения. К ним относятся крупные электростанции, линии электропередач и трансформаторные подстанции республиканского назначения. Например, Лукомльская и Березовская ГРЭС, межсистемные линии электропередач (далее ЛЭП), трансформаторные подстанции республиканского назначения. Это такие объекты, режим работы которых является определяющим для режима работы всей энергосистемы. Благодаря объектам республиканского назначения энергосистема функционирует, как единое целое, что способствует максимально эффективному использованию эффекта масштаба в энергопроизводстве.
2- й уровень - это объекты областного значения. К ним могут быть отнесены ТЭЦ, обеспечивающие областные города тепловой энергией, линии электропередачи 110 кВ и подстанции данного напряжения.
Наконец, 3-й уровень - это объекты местного, локального значения. К ним могут быть отнесены ТЭЦ небольшой мощности, линии электропередач 0,4 - 10 и 35 кВ, трансформаторные подстанции 10 - 35 кВ.
При нынешней организационной структуре энергоотрасли возникает противоречие, обусловленное тем, что объекты республиканского значения, разбросаны по субъектам областного значения. Это относится, как к электростанциям республиканского значения, так и к основной электрической сети, которая ведомственно расчленена по РУП-облэнерго, хотя представляет собой единый целостный технологический «организм» в масштабе республики. В свою очередь основная электрическая сеть расчленена по филиалам электрических сетей, которая силами служб ЛЭП и подстанций обслуживают объекты этой сети, находящиеся на территории соответствующего филиала.
Таким образом, каждое РУП-облэнерго одновременно сочетает в себе три технологически раздельные стадии энергетического производства: 1. генерация всех видов энергии; 2. передача; 3. распределение.
Для Белорусской энергетической системы присущи отдельные проблемы, как экономического, так и организационного характера, основными из которых являются:
а) наличие предкритических и критических значений показателей энергетической безопасности;
б) наличие избыточных производственных мощностей, которые увеличивают условно-постоянные затраты в себестоимости производимой энергетической продукции;
в) низкие темпы роста внутриреспубликанского потребления электро и теплоэнергии, при отсутствии значительного роста поставок на экспорт; г) высокий уровень тарифов для реального сектора экономики и наличие перекрестного субсидирования населения (низкий уровень тарифов для населения, перекрываемый за счет предприятий республики);
д) конфликт между «большой» и «малой» электроэнергетикой, вызванный отсутствием их должного взаимодействия, как в вопросах технической эксплуатации энергетических объектов, так и в вопросах экономического характера, вызванного необходимостью обоюдной компенсации дополнительных затрат в результате их одновременного функционирования;
е) существование эффектов «синергии» инвестиционных проектов, реализуемых в энергетике и отсутствие учета данных эффектов при включении проектов в инвестиционные программы на уровне РУП-облэнерго. В настоящее время оценка эффективности инвестиционных проектов осуществляется раздельно (в рамках конкретного бизнес-плана), нет оценки всей совокупности взаимовлияющих проектов (инвестиционной программы) - нарушение принципа системности. Оценка всей инвестиционной программы осуществляется по величине экономии условного топлива (путем механического объединения) без привязки к коммерческой эффективности всей совокупности проектов, как одного;
ж) отсутствие методологического аппарата, позволяющего учесть принцип системности в оценке эффективности совокупности инвестиционных проектов, учитывающего технические и коммерческие цели реализации инвестиционных программ;
з) реализация значительного количества инвестиционных проектов на всех технологических стадиях производства, реализация которых с одной стороны снижает степень износа основных производственных фондов БЭС, но с другой не достаточно обоснована с учетом следующих факторов: - наличия избыточных мощностей; - невозможности значительно увеличить доходную часть потока наличности РУП-облэнерго (прирост тарифов экономически не целесообразен для республики из-за реализации БЭС инвестиционных проектов, а объем полезного отпуска в натуральном выражении является практически постоянной величиной с небольшими отклонениями от средних значений); - отсутствия корректного методологического аппарата оценки эффективности совокупности инвестиционных проектов (инвестиционной программы) и т.д.
Основные цели формирования и реализации инвестиционных программ в энергетике
Отдельно остановимся на расчете показателя коэффициент дисконтирования. Многими авторами считается, что для инвестора данный коэффициент является постоянной величиной при выборе альтернативных вариантов инвестирования и зависит лишь от того, в какой период времени происходит оценка стоимости денег.
Специфической особенностью оценки эффективности инвестиций в электроэнергетике в Республике Беларусь является то, что данный коэффициент будет различен в зависимости и от специфики финансирования конкретного проекта. К примеру, в случае финансирования проектов за счет иностранных льготных кредитных линий, он будет выше, поскольку величина нормы дисконта будет ниже и, наоборот, в случае использования белорусского кредитования. То есть для РУП-облэнерго в зависимости от связанной с инвестиционным проектом схемы финансирования будут рассчитаны свои отличные коэффициенты дисконтирования: dt. = — (1.2) где dti- коэффициент дисконтирования i-го проекта в расчетном году (периоде); г - ставка дисконтирования (норма дисконта) i-го проекта; t - период (год) реализации проекта.
Когда инвестируемый капитал взят из разных источников, расчет ставки дисконтирования усложняется. Теперь в расчете используется понятие средневзвешенной стоимости капитала (Weighted Average Cost of Capital, WACC). Этот показатель рассчитывается так: (1+r у = 1 (1+r) где CFt - сумма денежных поступлений в периоде t; WACC = Dkp x rkp x Dck x rck (1.3) где Dkp - доля кредитных средств в источниках финансирования; Dck - доля собственных средств акционера; гкр - ставка процентов по кредиту; гск - доход на собственный капитал, требуемый акционером. Процентная ставка для собственных средств принимается на уровне не ниже средней стоимости финансовых ресурсов на рынке капитала3. В необходимых случаях может учитываться надбавка за риск, которая добавляется к ставке дисконтирования для безрисковых вложений.
Для оценки эффективности инвестиций по каждому проекту рассчитываются критерии эффективности:
1. величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД или NPV - Net Present Value); 2. индекс рентабельности инвестиций (ИР или PI - Profitability Index); 3. внутренняя норма доходности (ВНД или IRR - Internal Rate of Return); 4. дисконтированный срок окупаемости инвестиций (ДОК или DPP - Disconted Payback Period).
1. Чистый дисконтированный доход (ЧДД). В зарубежной практике данный показатель называется Net Present Value (NPV), характеризует интегральный эффект от реализации проекта и определяется как величина, полученная дисконтированием (при постоянной ставке процента отдельно для каждого года) разницы между годовыми оттоками и притоками реальных денег, накапливаемых в течение горизонта расчета проекта, и должен иметь положительное значение, иначе инвестиционный проект нельзя рассматривать как эффективный. NPV = PV-I0 (1.4) w = 2=1(1+7 (15) = (16) NPV = 2=17 -2=17 (1.7) 3 В отличие от зарубежной практики в Республике Беларусь допускается принятие ставки дисконтирования на уровне ставки рефинансирования Национального банка Республики Беларусь при проведении расчетов в национальной валюте или фактической ставки процента по долгосрочным валютным кредитам банка при проведении расчетов в условных единицах [96, 97]. PV - сумма чистых денежных поступлений за весь срок осуществления проекта, дисконтированных на сегодняшний день;
Денежные потоки, высвобождаемые в результате инвестиционной деятельности, включают: выручку от реализации товаров, услуг; внереализационные доходы; доходы от инвестиций в ценные бумаги; поступления от продажи излишних активов; высвобождение оборотных средств; продажа ценных бумаг.
Денежные потоки, представляющие отток денежных средств, включают платежи за сырье, материалы, комплектующие изделия, покупные полуфабрикаты; за топливо и энергию; на заработную плату персонала с отчислениями на социальные нужды; на налоги; на приобретение основных средств и нематериальных активов; на вложения в прирост оборотных средств; на выплату процентов по кредитам; на выплату дивидендов; на погашения обязательств по привлеченному капиталу; на вложения в дополнительные фонды (дополнительные вклады, ценные бумаги); на затраты при ликвидации предприятия; издержки упущенных возможностей.
Чистый поток поступлений включает: амортизационные отчисления, прибыль и покрытие страховых случаев. Алгоритм расчета NPV следующий: - рассчитывается приведенная, или текущая, стоимость каждого элемента денежного потока, дисконтированная по цене капитала данного проекта (DCF). - значения DCF суммируются; тем самым находится NPV проекта. Широкая распространенность метода оценки приемлемости инвестиций на основе NPV обусловлена тем, что он обладает достаточной устойчивостью при разных комбинациях исходных условий, позволяя во всех случаях находить экономически рациональное решение.
Однако, отвечая на вопрос, способствует ли анализируемый вариант инвестирования росту ценности фирмы или богатства инвестора вообще, данный метод ничего не говорит об относительной мере такого роста [55, с. 139]. Для устранения этого пробела используется иной показатель - индекс рентабельности инвестиций. В то же время данный показатель применительно к энергетике не учитывает указанные ранее эффекты «синергии» инвестиционных проектов и поэтому может дать необъективные результаты при принятии управленческих решений.
Для объективного использования метода расчета NPV, учитывая существование значительного количества взаимовлияющих инвестиционных проектов в электроэнергетике, необходимо рассматривать не каждый в отдельности проект, а всю их совокупность в рамках единой инвестиционной программы, хотя бы на уровне РУП-облэнерго. Практическая реализация данной задачи может быть осуществлена путем наложения планируемых к реализации инвестиционных проектов друг на друга и их рассмотрение в качестве одного комплексного проекта.
Интегральная оценка эффективности инвестиционных программ в электроэнергетике
Такой подход к обеспечению достижения целей программы, по их мнению, возможен при выполнении 2-х главных условий: а) возможности оценки вклада каждого проекта или группы проектов в достижение заданной цели (целевого показателя); б) наличие достаточного или избыточного числа проектов в инвестиционном портфеле для формирования программы, обеспечивающей достижение ее заданной цели (ради чего реализуется программа).
Данный подход на этапе формирования целевой программы позволяет выбирать ряд проектов, достаточных для достижения цели программы. Выявляется взаимозависимость проектов, определяется последовательность их реализации. Однако данными авторами не определялось, какие цели должны быть поставлены для оценки эффективности инвестиционных программ, каковы методики их расчета.
Соглашаясь с необходимостью задания данных целевых критериев оценки эффективности инвестиционных программ, по нашему мнению, необходимо научно обосновать систему показателей, которые могут выступать в качестве главной цели реализации инвестиционных программ в отрасли электроэнергетика.
Указанная разновидность программно-целевого планирования условно названа линейным программно-целевым планированием и методически сводится, как уже было отмечено, к следующим основным этапам: Этап 1. Анализ соответствия задачи требованиям программно-целевого планирования с определением измеряемого показателя, характеризующего генеральную цель программы. Этап 2. Подготовка портфеля проектов. Главным условием участия в программе проекта или нескольких проектов в виде комплексного проекта является возможность определения вклада каждого проекта в улучшении показателя, характеризующего генеральную цель программы. Этап 3. Формирование целевой программы, обеспечивающей достижение ее генеральной цели. Описанные этапы линейного программно-целевого планирования являются наиболее приемлемым инструментом формирования целевых программ по направлениям инвестиционной деятельности энергокомпаний при условии определения для каждого направления цели в виде целевого количественного показателя.
Перейдем к разработке системы постановки генеральных целей реализации инвестиционных программ по основным технологическим стадиям энергетического производства (генерация, передача, распределение), а также к определению технических критериев включения инвестиционных проектов в инвестиционную программу, выработке и обоснованию показателей, определяющих достижение инвестиционной программой заданных генеральных целей её реализации и методики их расчета.
Итак, данная система постановки генеральных целей и последующих критериев оценки эффективности инвестиционных проектов базируется на следующих основных принципах и допущениях:
1. В «большой» электроэнергетике на любой стадии, в том числе и генерации должен оцениваться не отдельный проект, а вся инвестиционная программа, с учетом корректировки эффекта отдельного проекта на величину экстерналии или синергии других проектов, входящих в программу.
2. Все предлагаемые к реализации проекты в электроэнергетике должны быть подчинены выбранной цели реализации инвестиционной программы с обязательным их ранжированием по предлагаемым ниже относительным критериям эффективности.
3. В качестве вышеуказанных целей энергокомпаний целесообразно выбрать, достижение не столько максимизации сугубо коммерческой эффективности, сколько учета технических, количественно измеряемых задач, согласующихся с общегосударственной политикой в электроэнергетической отрасли, обеспечивающих оптимизацию экономической эффективности.
Проведенные исследования показывают, что инвестиционную программу в сфере электроэнергетики необходимо проводить в комплексе, несмотря на проводимую её реструктуризацию в Беларуси, с выделением по различным субъектам хозяйствования технологических стадий производства: генерация, передача, распределение. То есть должна быть оценена комплексная инвестиционная программа субъектов хозяйствования, принадлежащих различным стадиям энергетического производства.
Учитывая, что единственным показателем энергетической безопасности Республики Беларусь, который имеет критическое значение (94% при нормативе 60%) является показатель доля доминирующего энергоресурса (природного газа) в производстве тепловой и электрической энергии, одним из критериев генеральной цели реализации комплексной инвестиционной программы в настоящее время в электроэнергетике должно стать изменение данного показателя до нормативного значения.
Отметим еще одну важную «аксиому сдерживания»: «Капитальные вложения в энергетику в общеэкономическом смысле для обеспечения экономической безопасности страны не должны приводить к росту тарифов и в целом должны способствовать снижению общесистемных удельных расходов топлива в расчете на 1 кВт-ч и 1 Гкал, полезно-отпущенной энергии (сдерживать рост удельных расходов)».
Исходя из этого, ещё одним показателем эффективности реализации инвестиционных проектов должен стать показатель, характеризующий сохранение текущего уровня затрат на статью «топливо на технологические цели» в смете затрат на производство энергии, причем оно должно быть обеспечено при прогнозном изменении цен на основные виды ресурсов.
Для обеспечения этого необходима реализация инвестиционных проектов по всем технологическим стадиям энергопроизводства, которые позволят снизить, как критическое значение показателя энергетической безопасности, так и сохранить величину затрат на топливо, за счет: - внедрения технологий производства электро и теплоэнергии, использующих альтернативную энергетику, либо местные виды ресурсов; - модернизации либо строительства новых энергоблоков, станций, снижающих удельные расходы топлива на выработку электро- и теплоэнергии, использующих в качестве основного вида топлива природный газ; - модернизации либо замены трансформаторных подстанций (их узлов), а также линий электропередач, с целью снижения технологические потери электроэнергии при передаче и трансформации, поскольку при заданном объеме полезного отпуска, можно снизить общий расход топлива (для сопоставимости выраженного в условном топливе) на выработку всего объема электроэнергии.
Наиболее целесообразным для БЭС является следующая система возможных показателей для формирования совокупного инвестиционного портфеля РУП-облэнерго, либо впоследствии отдельных субъектов хозяйствования для каждой технологической стадии: производство, передача и распределение, позволяющих достигнуть заданную генеральную цель (рисунок 2.4).
Задание критериев достижения целей реализации инвестиционных программ по основным технологическим стадиям соответствует проводимому процессу реорганизации Белорусской энергетической системы и позволяет достаточно четко сформулировать для каждой стадии производства целевые технические количественно измеряемые критерии, позволяющие положить их в дальнейшем в основу экономического анализа эффективности различных проектов.
Повышение эффективности реализации инвестиционной программы на технологической стадии «генерация»
В результате проведенных расчетов получено искомое значение величины среднесистемных удельных расходов топлива на выработку 1 кВт-ч электроэнергии, достаточного для достижения поставленной нами цели реализации инвестиционной программы на стадии «Генерация».
Таким образом, для сохранения затрат по элементу сметы «топливо на технологические цели» при заданном прогнозе изменения цен с учетом повышения доли выработки на МВТ до 10%, среднесистемные удельные расходы топлива должны снизиться с 301,79 г у.т. до 269,33 г у.т. (абсолютное отклонение 32,46 г у.т.).
При этом для решения поставленной задачи удельные расходы топлива при выработке электроэнергии на природном газе должны через 5 лет в результате реализации инвестиционной программы снизиться на 43,69 г у.т. / кВт-ч (с 301,51 г у.т. в 2010 г. до 257,82 г. у.т.), что является достаточно сложной задачей. Это обусловлено следующими обстоятельствами:
Комбинированная выработка электро- и теплоэнергии на ТЭЦ предполагает более низкий уровень удельных расходов топлива в г у.т. на 1 кВт-ч по физическому методу, по сравнению с конденсационной.
Так, объем отпуска с шин по факту 2010 г. комбинированной выработки без учета конденсационной составляет по данным таблицы 3.5 всего 1 283 439 тыс. кВт-ч или 8,43%, а объем конденсационной выработки Лукомльской ГРЭС составляет соответственно 91,67%.
Соответственно, с учетом относительно постоянной выработки электроэнергии ТЭЦ, которая зависит напрямую от отпуска теплоэнергии, снижение удельных расходов возможно либо за счет строительства новых энергоисточников и прироста тепловой нагрузки, уменьшающих конденсационную выработку, либо за счет внедрения более прогрессивных технологий с высоким КПД.
Уменьшение удельной конденсационной выработки в данном случае должно составить 43,69 г у.т. / (91,67 / 100) = 47,66 г у.т. и достигнуть абсолютной величины 314,04 - 47,66 = 266,38 г у.т.
Для реализации поставленной задачи изначально нами были приняты удельные при сжигании МВТ на уровне 359,38 г у.т. на 1 кВт-ч в качестве константы. Однако введение в данную модель объектов «зеленой» энергетики в объеме возможного отпуска электроэнергии с удельными расходами, равными 0, могут значительно изменить максимальную потребность в снижении удельных расходов отпуска с шин на природном газе.
Произведем расчеты значений уген. формулы 2.13 для реализации ИП на стадии «генерация» по РУП «Витебскэнерго» для 2010 г. на ближайшие 5 лет с учетом ввода в модель альтернативной энергетики (таблица 3.9).
В результате проведенных расчетов получено искомое значение величины среднесистемных по РУП-облэнерго удельных расходов топлива на выработку 1 кВт-ч электроэнергии, достаточного для достижения поставленной нами цели реализации инвестиционной программы на стадии «Генерация» с учетом ввода в модель выработки из альтернативных источников энергии.
На основании произведенных расчетов определим эффективность инвестиционных проектов (рассматриваемых в разделе 3.1 настоящей диссертационной работы), планируемых к включению в инвестиционную программу и реализации РУП «Витебскэнерго» с 2010 г.
Произведем расчет количественных значений параметра вклада в достижение заданной цели реализации инвестиционной программы каждого из рассмотренных инвестиционных проектов.
Для этого, в соответствии с полученной в таблице 3.9 цели реализации программы, произведем расчет доли вклада каждого инвестиционного проекта в снижение среднесистемных удельные расходов топлива на выработку 1 кВт-ч электроэнергии на природном газе на 35,74 г у.т. (с 301,51 г у.т. до 265,77 г у.т.). То есть, в результате реализации инвестиционной программы снижение общесистемных удельных расходов топлива на выработку 1 кВт-ч должно составить в целом по энергосистеме через 5 лет после их реализации 10,393%. Это позволит выполнить сформулированную нами «аксиому сдерживания» и обеспечить постепенное снижение критического значения показателя энергетической безопасности «Доля доминирующего энергоресурса (природного газа) в производстве тепловой и электрической энергии».
Данная цель сформулирована, исходя из необходимости сохранения величины затрат по элементу сметы «топливо на технологические цели» по сравнению с базовым 2010 г. при заданном уровне выработки, собственных нужд станций и прогнозных уровней цены за 1 тонну условного топлива по видам топливных ресурсов (природный газ, мазут, местные виды топлива (торф, щепа, лигнин и т.п.)).
Произведем расчет для каждого из представленных инвестиционных проектов доли вклада i-го проекта в достижение генеральной цели реализации инвестиционной программы (параметр ген,- согласно формулы 2.13).