Экономические модели формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании в условиях реформирования отрасли тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Экономические модели формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании в условиях реформирования отрасли"

На правах рукописи

КУЛИКОВА КИРА АЛЕКСАНДРОВНА

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ ЭЛЕКТРОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ В УСЛОВИЯХ РЕФОРМИРОВАНИЯ ОТРАСЛИ

Специальность - 08.00.05. - "Экономика и управление народным хозяйством" Специализация - "Экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами (промышленность)"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва - 2005

Диссертация выполнена в Государственном Университете Управления на кафедре "Менеджмент в международном топливно-энергетическом бизнесе"

Научный руководитель.

доктор экономических наук, профессор Афанасьев В.Я.

Официальные оппоненты:

доктор экономических наук, профессор Любимова Н.Г.

кандидат экономических наук Конюшко В.А.

Ведущая организация: Московский Энергетический Институт

(Технический Университет).

Защита состоится ноября 2005 г. в м_ часов на заседании

диссертационного совета Д212 049.10 в Государственном университете управления по адресу: 109542, Москва, Рязанский проспект, д 99, зал заседаний Ученого Совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного университета управления.

Автореферат разослан 18 октября 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д212.049.10 кандидат экономических наук, доцент —---В Н. Фомина

1ъйнГ

№ЗМО

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. В условиях наметившегося роста российской экономики, на фоне прогрессирующего старения производственных фондов, электроэнергетика испытывает возрастающие потребности в масштабных инвестициях в обновление генерирующих мощностей. В соответствии с Энергетической стратегией России до 2020 г., для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления, необходим ввод мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) до 2020 г. в размере не менее 121-177 млн. кВт.

Проводящаяся реструктуризация отрасли создает для энергетических компаний, с точки зрения перспектив осуществления инвестиционной деятельности, как новые возможности, так и новые проблемы. С одной стороны, повышение инвестиционной привлекательности отрасли в долгосрочной перспективе способствует расширению состава возможных источников финансирования инвестиционной программы компании* наряду с традиционными механизмами самофинансирования, появляются возможности получения кредитов российских и зарубежных банков, агентств экспортного кредитования, привлечения средств на фондовом рынке С другой стороны, усиливающаяся неопределенность относительно уровней цен на топливо и энергию приводит к повышению рисков инвестирования.

Существующие методические рекомендации по построению инвестиционных программ не учитывают в полной мере особенности реализации энергетических инвестиционных проектов в новых условиях. В связи с этим, разработка экономических моделей и алгоритмов, обеспечивающих комплексный учет рисков, неоднородности источников финансирования, ограничений на получение финансовых ресурсов и учитывающих при этом специфику электроэнергетической отрасли, является весьма актуальной задачей.

Основная цель диссертационного исследования состоит в научном обосновании и разработке методики и экономических моделей формирования инвестиционной программы, необходимых для принятия рациональных управленческих решений в области инвестиционной и финансовой политики электрогенерирующих компаний.

РОС. НАЦИОНАЛЬНА/

Достижение указанной цели предполагает решение следующих задач:

• анализ стратегических корпоративных приоритетов инвестиционной деятельности электрогенерирующих компаний в условиях становления конкурентного рынка;

• оценку инвестиционных ресурсов компаний электроэнергетики и вариантов привлечения финансирования;

• разработку алгоритма планирования инвестиционной деятельности электрогенерирующей компании в условиях развития конкурентного рынка;

• развитие экономического инструментария количественного анализа рисков в инвестиционном проектировании;

• анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний и выявление их недостатков;

• разработку экономико-математической модели формирования инвестиционной программы генерирующей компании с учетом производственных и финансовых ограничений;

• обоснование моделей контроля за эффективностью инвестиций, в наибольшей степени направленных на рост стоимости компании и стимулирующих активизацию инвестиционной деятельности;

• экспериментальную апробацию предложенной методики для портфеля инвестиционных проектов реконструкции и нового строительства генерирующих мощностей ОАО «Мосэнерго».

Предметом исследования являются методические проблемы планирования инвестиционной деятельности электрогенерирующей компании и используемые для этих целей экономические модели.

Объектом исследования выступают генерирующие компании, создаваемые в процессе реформирования компаний электроэнергетики.

Методологической и теоретической основой исследования являются работы отечественных и зарубежных специалистов по вопросам реформирования электроэнергетики, а также методическая база по оценке эффективности инвестиций, сформированная в работах Виленского ПЛ., Лившица В.Н., Смоляка С.А., методики количественного учета рисков в инвестиционном проектировании, изложенные в публикациях Грачевой М.В., Хертца Д.Б, методология системных исследований в энергетике и построения оптимизационных экономико-математических моделей развития электроэнергетических систем, сформированная

Мелентьевым Л.А., Воропаем Н И, Климой И., Макаровым A.A., Некрасовым A.C., Хабачевым Л.Д., Шарыгиным В С., работы, посвященные вопросам формирования инвестиционных программ и оптимизации портфеля инвестиционных проектов -Арженовского С.В, Бирмана Г., Ендовицкого ДА., Крушвица Л , Плещинского A.C., Блеха Ю, методы расчета экономической добавленной стоимости, изложенные в работах Брейли Р., Майерса С., Дамодарана А.

Информационной базой исследования явились материалы Всемирного Банка, ЕБРР, ОЭСР, касающиеся финансирования энергетических проектов, данные Государственного комитета РФ по статистике, Министерства промышленности и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России», планы развитая и отчетные данные ОАО «Мосэнерго», материалы научных институтов (ИНЭИ РАН, ЭНИН им. Кржижановского, НИИЭЭ) и консалтинговых фирм, а также тематические материалы периодических изданий.

Наиболее существенные научные результаты:

1. Выявлены наиболее приоритетные, с точки зрения коммерческой эффективности, направления инвестиционной деятельности электрогенерирующих компаний.

2. Предложен комплексный алгоритм формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях повышенной неопределенности внешней среды и неоднородности источников финансирования инвестиций.

3. В результате проведенного сравнительного анализа методов количественного учета рисков, обоснована целесообразность использования метода Монте-Карло при риск-анализе энергетических инвестиционных проектов; апробировано применение этого метода и разработана программная надстройка для его реализации.

4. На основе обобщения опыта построения моделей оптимизации структуры генерирующих мощностей электроэнергетических систем советских времен и современных западных разработок сделан вывод о необходимости адаптации этих моделей для решения задач оптимизации инвестиционной программы электрогенерирующих компаний.

5. Разработана экономико-математическая модель линейного программирования, обеспечивающая увязку инвестиционной и финансовой деятельности компании на перспективу с учетом соблюдения баланса мощности и энергии и прочих производственных ограничений.

6 Обоснованы преимущества использования модели экономической добавленной стоимости (EVA) при контроле за реализацией инвестиционной программы

Степень обоснованности научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в диссертации В работе использовались общепринятые в мировой практике методические подходы к оценке инвестиционных проектов и программ Применялся необходимый математический аппарат: методы математической статистики, экономико-математического моделирования, а также методы финансового анализа, проектного анализа, сценарного анализа

Научная новизна работы состоит в разработке методики формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании на основе ряда экономических моделей, обеспечивающих комплексную оценку и отбор инвестиционных проектов с обоснованием их схемы финансирования при условии учета неопределенности внешней среды.

Значение полученных результатов для теории и практики. В теоретическом аспекте результаты исследования расширяют и дополняют существующие научно-методические разработки и экономические модели оценки эффективности проектов и формирования инвестиционных программ. В частности, разработан алгоритм формирования инвестиционной программы в условиях повышенной неопределенности внешней среды, предположена экономико-математическая модель формирования инвестиционной программы с учетом финансовых ограничений и специфики электроэнергетики, обоснована целесообразность использования модели экономической добавленной стоимости при контроле за выполнением инвестиционной программы Практическое значение работы определяется возможностью применения предложенных моделей и алгоритмов для принятия рациональных, научно-обоснованных управленческих решений при обосновании инвестиционной политики электрогенерирующих компаний Реализация положений, базирующихся на применении методических разработок и результатов данного исследования, позволит повысить эффективность использования финансовых и инвестиционных ресурсов генерирующих компаний, и в дальнейшем будет способствовать оптимизации работы энергокомпаний и их взаимодействия с финансовым сектором, повышению их конкурентоспособности

Сведения о реализации и целесообразности практического использования результатов. Результаты диссертационного исследования были использованы в концерне «Росэнергоатом» при подготовке приказа № 223 от

21.03 05 по утверждению «Методических основ оценки эффективности проектов в атомной энергетике», а также вошли в учебное пособие по дисциплине «Стратегический менеджмент» и используются в учебном процессе в Государственном Университете Управления для студентов специальности «Менеджмент организации» специализаций «Менеджмент в международном топливно-энергетическом бизнесе» и «Управление в энергетике» Целесообразно применять предлагаемые модели в деятельности электрогенерирующих компаний при обосновании инвестиционных программ, а также муниципальными властями и крупными промышленными потребителями электроэнергии, при формировании ими программы строительства собственных генерирующих мощностей

Апробация результатов исследования. Основные положения и результаты диссертационного исследования докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Реформы в России и проблемы управления» (Государственный Университет Управления, г Москва, 2002-2005), 12-м Всероссийском студенческом семинаре «Проблемы управления» (Государственный Университет Управления, г Москва, 2004).

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 8 работ Общий объем публикаций составляет 18 п л , из которых лично автору принадлежит 5,5 п.л.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы (133 наименования) и приложений Основная часть работы изложена на 171 страницах машинописного текста, содержит 36 рисунков, 55 таблиц

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы, сформулированы цели и задачи исследования, раскрывается научная новизна, приведены наиболее существенные научные результаты и практическая значимость выполненной работы.

В первой главе «Проблемы осуществления инвестиционной деятельности электрогенерирующей компанией в современных условиях» выявлены наиболее эффективные направления проведения обновления генерирующих мощностей, рассмотрены возможности привлечения электроэнергетическими компаниями разных источников финансирования инвестиций Определены факторы, которые необходимо учитывать при разработке сценарных условий развития компании

прогнозные уровни энергопотребления и электрических нагрузок, ценовые ориентиры, целевая структура отрасли и перспективная модель рынка, состав участников рынка и уровень внутриотраслевой конкуренции.

В целях выделения инвестиционных приоритетов в сфере реконструкции, техперевооружения и нового строительства генерирующих мощностей проведен расчет тарифов на электроэнергию, окупающих инвестиции с внутренней нормой доходности (IRR) 20%. Расчет проводился для 9 групп генерирующих мощностей, выделенных в корпоративных материалах РАО «ЕЭС России» и существенно различающихся по мощности, технологии производства энергии, топливоснабжению, экономическим характеристикам (группы 1-3 - конденсационное оборудование, основное топливо - газ; группы 4-6 - конденсационное оборудование, основное топливо - уголь, группы 6-9 - теплофикационные блоки различной мощности). Среди способов обновления генерирующих мощностей для каждой из приведенных групп рассматривались следующие альтернативы: продление ресурса, замена паротурбинного оборудования, установка прогрессивного оборудования (ПГУ, котлы с ЦКС), строительство новых ТЭС. Для каждой группы оборудования и альтернативы обновления мощностей были рассчитаны минимальные и максимальные значения тарифов окупаемости (всего проведено 72 расчета = 9 групп х 4 варианта обновления х 2 сценария [min и max]) При определении тарифов, окупающих инвестиции с заданной нормой доходности, использовался традиционный подход к построению финансовой модели проекта и расчету его показателей эффективности (NPV, IRR), тариф на электроэнергию определялся обратным пересчетом исходя из заданных требуемых показателей эффективности (IRR=20%) (рис. 1).

Г,(ЯП. 1 ГАК* 5 «

Груопа2 К 200 130 Группа J Manne« »o Группа 4 К 300 240 Групяа S К 200 130 К ISO 130 (»i») ндемсвц оборудование (rai) К SOO 240 (уголь) К ISO 130 (уголь) Грув Г руп Труп в 7 Т || М • ОТ 100 50 130 и ПТ »0 Й0 130 («а» ея«ов г#плофи«ацмонмо» оборудован 100 50 130 и ПТ во во 130 (угаль) в (raj

OHoawaТЭС

Рис 1 Результаты расчетов тарифа окупаемости (сценарий min)

Проведен анализ инвестиционных ресурсов компаний электроэнергетики и вариантов привлечения финансирования. Отмечена недостаточность амортизационных средств и нераспределенной прибыли для финансирования капитального строительства. Рассмотрены условия и особенности предоставления финансирования международными финансовыми институтами (МФИ), агентствами экспортного кредитования (ЭКА), российскими банками, финансирования за счет лизинговых схем и организации облигационных займов.

Отмечены преимущества получения средств МФИ: низкая стоимость кредитования (МБРР LIBOR + 0,50%, ЕБРР LIBOR + 3-4%), длительные сроки кредитования (МБРР для России срок погашения кредита до 17 лет, льготный период - 4-5 лет); и недостатки (сложная и многоступенчатая процедура одобрения проекта; низкая доля в общем объеме инвестиций (не более 35-40%)). Анализ базы данных ЕБРР по финансированию энергетических проектов в странах Центральной и Восточной Европы показывает, что типичные объемы финансирования составляют 60-250 млн. долл Такие средства могут быть получены российскими энергокомпаниями для финансирования инвестиционной программы при условии соответствия ее целям реструктуризации отрасли или при организации проектного финансирования крупных капиталоемких энергетических проектов.

Финансирование ЭКА, согласно официальным материалам ОЭСР, для энергетических проектов предоставляется на срок до 12 лет (для АЭС - до 15 лет). Стоимость финансирования складывается из фиксированной справочной ставки коммерческого процента CIRR (порядка 4-5%), страховой премии агентства, напрямую зависящей от странового рейтинга России, а также комиссии иностранного и российского банков. Рассчитанные в диссертации по методологии ОЭСР ставки по экспортным кредитам при условии предоставления их в долларах США без учета взимания комиссии российского банка составят для кредита на срок в 5 лет - 6,612%, 7 лет - 6,944%, 10 лет - 7,217%, 12 лет - 7,188% годовых. В целом, привлечение финансирования со стороны ЭКА целесообразно рассматривать при реализации проектов строительства ГТУ и ПГУ с использованием зарубежного оборудования -газовых турбин ведущих мировых производителей - Aistom, Siemens, GE, ABB.

Проведенный анализ практики привлечения финансирования на фондовом рынке определил следующие традиционные параметры размещения облигаций компаниями энергетики: срок выпуска - до 3 - 5 лет, минимальный объем выпуска 250 - 300 млн руб., процентная ставка - от 8-9% (ФСК ЕЭС, ОАО «Мосэнерго») до 15-18% (ОАО «Якутскэнерго», «Алтайэнерго»).

В работе выявлены основные условия кредитования на российском рынке. Выделены также основные преимущества использования лизинговой схемы, связанные с возможностями налоговой оптимизации; отмечен ряд энергетических компаний, апробировавших эти схемы при финансировании капитального строительства. Оценена потенциальная возможность получения «углеродных» кредитов, предусмотренных Киотским протоколом; выделены основные требования, предъявляемые созданным в России Энергетическим Углеродным Фондом к проектам подобного рода. Рассмотрены возможности использования средств стратегических инвесторов, государственной и институциональной поддержки крупных инвестиционных проектов

Во второй главе «Модели формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании» изложены общие принципы и предлагаемый алгоритм планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании, приведена разработанная экономико-математическая модель на базе линейного программирования, обеспечивающая формирование оптимальной инвестиционной программы с увязкой инвестиционных проектов по срокам начала реализации, источниками финансирования, нагрузке производственных мощностей. Проанализированы основные методы количественного учета рисков и неопределенности в инвестиционном проектировании, выявлены преимущества использования метода Монте-Карло, приведено краткое описание разработанной программной надстройки, реализующей этот метод на базе существующих средств оценки эффективности проектов.

Предлагаемый в работе алгоритм формирования инвестиционной программы (рис 2) предусматривает в отдельных блоках предварительный отбор проектов с учетом показателей их эффективности и рисков и анализ приемлемых вариантов финансирования, с последующей увязкой инвестиционной и финансовой программы энергокомпании на перспективу с помощью средств экономико-математического моделирования.

Блок 1. Формирование инвестиционной программы генерирующей компании должно осуществляться на основе как можно более полного прогноза и сценарного анализа факторов развития внешней среды, оказывающих влияние на деятельность компании в долгосрочной перспективе Выходной информацией по блоку 1 являются макроэкономические прогнозы, прогнозы развития энергетики обслуживаемого региона и сценарные условия развития компании

Блок 2. В блоке подготовки данных о финансировании должен быть проведен комплексный анализ условий, стоимости и ограничений на привлечение различных финансовых ресурсов - кредитов международных финансовых институтов, агентств экспортного кредитования, российских и зарубежных банков, средств фондового рынка. Выходной информацией по блоку 2 является множество доступных для компании вариантов финансирования инвестиций

Проекты, не соответствующие гретегии

i

Неэффективные 'а проекты

Соответствие стратегии компании Выделение проектов необходимых, коммерческих, непрофильных (отсеиваются)

Оценка эффективности

(Показатели NPV, IRR, РВР,

PJ)

Отсеивание неэффективных проектов

Проекты,

отклоненные ит-и к повышенного

рис*

Риск-аналю проектов

- Анализ чувствительности

- Применение метода Монте-

Карло

- Определение Value at Risk no

проекту

3 Блок оценки инвестиционных проектов

Прогнозные уровни жерготпребления и электрических

илхяш

Прогноз нагрузки действующи* мощностей

Ценовые и макроэкономические _факторы_

Прогноз денежных потоков по действующей части

Действующа* н перспективна*

Множество ни аестицнони ми проекта

(Участники рынка м I _

внутриотраслевая конкуренция I

| Прочие факторы |-

2 I Факторы рынка

1 Блок учета внешних факторов

Прогноз финансового возможностей компании

2 2 Параметры действующей части

ОПТИМИЗАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ

Критерий ~ максимум эффективности инвестиционной программы

А

¡ременной разрез

ЕБРР. МБРР и др международные финансовые институты

^ Соотвегстаие прост ммшшии реезджуртвции ADSCR

Агентства экспортного кредитовании

Выпуск облигаций

Российские банки

С1КЯ. срок ж боме »2 лет (огрвммч Ссриското won)

_6DSC&_

Кугои/адекоот кмогмв эмиссию цепмих бумаг

Милые сро*и «pcaxto ват**, трсбоввтв «обеспечению

2 Блок подготовки данных о финансировании

( тоимость и ограничения

Рентабельность активов (ROTA)

Рентабельность инвестиций

(ROI),

Рентабельность акционерного капитала (ROE)

Экономическая добавленная стоимость (EVA)

5 Блок контроля з выполнением инвестиционной программы

Рис 2. Принципиальный алгоритм формирования инвестиционной программы злектрогенерирующей компании

Блок 3. Блок оценки инвестиционных проектов включает следующие этапы. 3.1. Анализ значимости проекта и его соответствие стратегии компании. Выделяются проекты, необходимые для функционирования компании (реализуются в любом случае, начало строительства может быть отложено), коммерческие (могут

осуществляться или не осуществляться компанией в зависимости от их эффективности и наличия финансовых ресурсов), непрофильные или не соответствующих стратегии (отсеиваются).

3.2 Предварительную оценку эффективности проектов (NPV, IRR, РВР) в соответствии с общепринятой методологией построения денежных потоков.

3.3. Риск-анализ проектов с использованием анализа чувствительности и методов имитационного моделирования (метод Монте-Карло). В случае превышения проектом заданных значений показателей риска необходимо рассмотреть меры по снижению риска или отклонить реализацию проекта

В работе проведен анализ распространенных методов анализа риска (методы корректировки ставки дисконтирования, анализ чувствительности, сценарный анализ, метод Монте-Карло). Показано, что в отличие от российской практики, метод Монте-Карло активно применяется западными институтами при оценке рисков инфраструктурных проектов (Всемирным Банком, Energy Information Administration). Сделан вывод о целесообразности использования этого метода в инвестиционном проектировании для наиболее полного учета неопределенности внешней среды.

В качестве выходной информации по блоку 3 должно быть отобрано множество инвестиционных проектов, рекомендованных к реализации.

Блок 4. Для обеспечения выбора наиболее рациональной комбинации из множества предложенных проектов и схем их финансирования, целесообразно использование методов экономико-математического моделирования

В работе обобщен опыт построения моделей планирования развития генерирующих мощностей Приведена первая из моделей такого рода, разработанная компанией Electricite de France в 1954 г Рассмотрены основные принципы построения оптимизационных моделей развития электроэнергетических систем в СССР (60-80-е гг) на основе линейного программирования: приемы моделирования переменной (определяемой в модели) нагрузки мощностей, формулирование балансов энергии и мощности, учет межузловых связей и ограничений на пропускную способность электрических сетей, ограничения на основные виды ресурсов (топливо), учет динамики развития ЭЭС, критерии эффективности того времени (народнохозяйственная эффективность)

Дана краткая характеристика современных западных оптимизационных моделей, используемых для планирования в энергетике' NEMS (National Energy Modelling System), разработанная Администрацией Энергетической Информации (EIA) Департамента Энергетики США; WASP (Wien Automatic System Planning

Package), разработанный для международного агентства по атомной энергии (IAEA), система моделирования развития ТЭК MARKAL.

Выявлено, что большинство рассмотренных моделей планирования развития электроэнергетики являются, по сути, системами национального моделирования и не рассматривают динамику развития конкретной электроэнергетической компании и финансовые ограничения ее деятельности В то же время общие теоретические подходы к формированию инвестиционных программ, широко рассматриваемые в литературе по проектному и инвестиционному анализу, не учитывают специфических условий развития электроэнергетической отрасли В связи с этим, важной и актуальной проблемой помимо осуществления национальных прогнозов развития энергетики, становится постановка задачи оптимизации и реализация накопленного модельного потенциала в контексте принятия решений об инвестициях конкретной электрогенерирующей компанией при прогнозируемых сценарных условиях ее развития.

В диссертации разработана оптимизационная модель на базе линейного программирования, обеспечивающая отбор инвестиционных проектов к реализации, определяющая сроки их осуществления и годовой объем производства электроэнергии строящимися генерирующими мощностями, а также схему финансирования инвестиционной программы, реализация которых обеспечит максимальную эффективность инвестиционной программы при условии соблюдения ее финансовой реализуемости. Наиболее полная реализуемость программы в условиях ограниченности финансовых ресурсов достигается за счет изменения сроков начала реализации отдельных проектов.

В качестве целевой функции модели выступает критерий максимум чистого дисконтированного дохода (NPV) инвестиционной программы.

NPV = £(FCF, •5,) max

I-1

FCFt = f(X„ ,N\„, N2„, AN?'"™", AK,, ZK{ , BND,) Vt

где I = 1 ..I - индекс реализуемого инвестиционного проекта, j = 1...J - индекс привлекаемого для финансирования инвестиционной программы кредита, t = 1...Т -индекс года реализации программы; NPV - чистый дисконтированный доход инвестиционной программы; FCF, - свободный денежный поток по инвестиционной программе в год t; St - коэффициент дисконтирования в год t; Ха - булева переменная, отражающая факт начала реализации проекта i в год t, Х„ = {0; 1}; N\II,N2„- вспомогательные переменные, обеспечивающие изменение в модели годового объема производства электроэнергии строящимися генерирующими мощностями, сооружаемыми по проекту i в год t; ANf"*"" - демонтаж действующих

мощностей компании в год I, вызванный реализацией инвестиционной программы; АК, - акционерный капитал, направленный в год I на финансирование инвестиционной программы; 7Ж{ - кредит типа 1, направленный в год { на финансирование инвестиционной программы; BNDI - размер облигационного займа, выпущенного в год I на финансирование инвестиционной программы

Независимые переменные модели включают:

• «инвестиционные» переменные Ха (отражающие факт начала реализации проекта I в год I, булева переменная Х„ - {0; 1}),

• «финансовые» переменные 2К'{ ,АК,,ВЫВ1 (отражающие объем финансовых средств по каждому из источников финансирования, выделяемый в год 0, ЬтВШ, (булева переменная, отражающая факт выпуска облигационного займа в год! ¿>шВЩ={0; 1})

• «производственные» переменные (определяющие мощности энергообъектов, построенных по каждому из проектов I в год I с числом часов использования ИГ и и А™",,), Ш?е"ст',Ы^*,,Э?ф,Э,"*5 (определяющие демонтаж мощностей действующих станций компании и образовавшийся в энергоузле дефицит и избыток мощности и энергии).

Указанным независимым переменным соответствуют зависимые переменные, отражающие формирование денежных потоков:

• Лг„ - Установленная электрическая мощность в год I генерирующих мощностей, сооружаемых по проекту I. лг, =/(Х„)

• Э„ - Годовой объем реализации электроэнергии в год I от генерирующих мощностей, сооружаемых по проекту I. Определение в модели значения Э„ достигается линейной комбинацией переменных Nl,nN2ll

где И""°„ и А"1™,/ - соответственно минимальное и максимальное число часов использования установленной электрической мощности объекта, сооружаемого по проекту I в год 1; К™,- расход на собственные нужды при производстве электроэнергии генерирующими мощностями, сооружаемыми по проекту I.

• га„, £>„, О^,, АМ„, (ЮР*, Л?^,", Я.,,, с„, ТХМ„ УАТ„ - соответственно выручка от реализации электро- и теплоэнергии, объем капиталовложений, стоимость основных фондов, амортизационные отчисления, остаточная стоимость на конец и

Nll = mll+N2,l

Э„ = (М„ • А"1™« + N2,, •/?'""„ )•(!-£"',)

VI, I VI, I

на начало года, топливные издержки, суммарные производственные издержки, налог на имущество, возмещение НДС на капиталовложения, рассчитываемые для проекта i в год t.

• VR,, D,, AM,, FL,, с,, TXM, - соответственно выручка от реализации электро-и теплоэнергии, объем капиталовложений, амортизационные отчисления, топливные издержки, суммарные производственные издержки, выплаты по налогу на имущество, рассчитываемые для инвестиционной программы в целом в год t

• PROG!, PD;, PROCу, PD^, TXSEC, - соответственно выплаты процентов и погашение основной суммы долга по кредиту j и облигационному займу в год t, выплаты налога на операции с ценными бумагами в год t.

• NP,, NI,, N11,, OB,, VA Tt - прибыль до уплаты налогов, чистая прибыль, нераспределенная прибыль, оборотный капитал, возмещение НДС на капиталовложения, рассчитываемые для инвестиционной программы в год t

• FCF, - чистый денежный поток по инвестиционной программе в год t:

FCF, = NU, +AM,-D,+VAi;- OB, + ОВ(,Ч) + BND, - Vt

> i

Ограничения модели:

1. Ограничение на возможность начала осуществления проекта только в один из возможных рассматриваемых лет.

где I", - год самого раннего возможного начала реализации проекта i; s, -количество лет, на которое возможен «сдвиг» начала реализации проекта далее по оси времени

2. Условие обязательности выполнения для проектов, носящих целевой характер:

S X. = 1 V,

lain,

3. Ограничение на максимальный объем финансирования инвестиционной программы за счет кредита типа j в год t

ZKJ,<ZK' Vt, j

j пах „ u

где ¿л максимальный размер кредита типа j, доступный для

финансирования инвестиционной программы в год t

4. Ограничение на максимальный объем финансирования инвестиционной программы за счет акционерного капитала в год t

АК, < АКшх, Vt

где АК*"i- максимальный размер акционерного капитала компании, выделенный на финансирование инвестиционной программы в год t

5. Ограничение на минимальное значение коэффициента покрытия долга (ADSCR) при получении финансирования у агентств экспортного кредитования или зарубежных банков:

N11, +АМ,> aADSCR • (РЦ + PROq ) Vt

где aADSCR - требуемое минимальное значение коэффициента покрытия долга

6. Ограничение на максимальный и минимальный объем выпуска облигационного займа. Ограничение на минимальный объем выпуска облигационного займа устанавливается в силу неликвидности займа небольших объемов на фондовом рынке:

BND, < binBND, . BND, > bmBND, • BND"" где BND™ и BND™ - соответственно размер максимального и минимального выпуска облигационного займа в год t; binBND, - булева переменная, отражающая факт выпуска облигационного займа в год t. binBND, = {0; 1}

7 Ограничение на периодичность выпуска облигаций:

Y^binBND, <1 1 = 1... (Tnporp) - nbnd + 1

где nbnd - Максимально частая периодичность выпуска облигаций (не чаще, чем один раз в nbnd лет); Тпрогр - общая продолжительность реализации инвестиционной программы, лет

8. Ограничение на обеспечение финансовой реализуемости инвестиционной программы в целом:

£ (N11, + AM, ~D,+ VAT, - OB, + OB,,.,, + АК, + £ ZKf - £ PD,' + BND, - £ PD"",) 2 0 Vt i j i

9. Условие взаимоисключаемости проектов s1 и s2:

i /

10. Условие взаимодополняемости проектов s1 и s2 (проект s2 реализуется только в случае реализации проекта s1):

11. Баланс мощности:

£ ы„ра + (лг*"0™ - дл^™)^»™ + + лг** - лг;* = т;™1 VI

I

где Д, - понижающий коэффициент к установленной мощности энергообъекта

(построенного по проекту 0 в год I; понижающий коэффициент к

установленной мощности действующих станций компании в год I; АЛ^""'"* -

демонтаж действующих мощностей, мощности независимых

производителей; - образовавшийся в узле дефицит мощности; -

образовавшийся в узле избыток мощности; Рмаксимум потребления мощности в узле нагрузки в год I

12. Баланс электроэнергии:

£ э„ + (э^ст' - аз,"™) + +э^* - э;*5 = э™ VI

где аз,4—* - снижение объема реализации электроэнергии от действующих мощностей компании по сравнению с вариантом «без инвестиционной программы» в год I; - электроэнергия, вырабатываемая независимыми

производителями; Э** - образовавшийся в узле дефицит электроэнергии; Э"'6 -

образовавшийся в узле избыток электроэнергии; Эт", - максимум электропотребления в год I

13. Ограничения на пропускную способность ЯЭП по мощности и энергии:

пропускная способность ЛЭП между моделируемым узлом и остальными узлами (по мощности и энергии)

14. Условия неотрицательности переменных:

ы„ > о, т„ > о, N2,, > о, лы;*""™ > о, э„ > о, АЭТис"" > о, га„ > о, ц, > о, ор;, > о, лма > о,

сЮ^]1; 20, сЮР," ¿0, Па 20, с„ >0, ТХМ, 20, УАТ„ 20, УН, 20, О, >0, АМ, >0, 0, с, >0, ТХМ, >0, РЯОС! 20, />£>/ >0, РЯОС^ 20, Р^"*' >0, ТХ5ЕС, 20,

ов, >о, уат, >о, гк/ >о, BNDI >о,ак,>о,>о ,лг;,й >о ,э;""''2о,э;,й >о

Блок 5. Контроль за реализацией сформированной инвестиционной программы целесообразно проводить на базе оценки изменения и план-фактного анализа показателей рентабельности активов, инвестиций и акционерного капитала (ROTA, ROI, ROE). В диссертации предлагается использование модели

экономической добавленной стоимости (EVA), отражающей рост рыночной стоимости компании за анализируемый период.

EVA = F.BIT • (1 - Tax) - WACC • С = (ROI - WACC) • С

где EBIT - прибыль до налогообложения и уплаты налогов, Tax - ставка налога на прибыль, отн ед., ROI - рентабельность инвестированного капитала; WACC -средневзвешенная стоимость капитала; С - величина задействованного капитала (Capital employed)

Численно суммарная дисконтированная экономическая добавленная стоимость за весь жизненный цикл проекта равна чистому дисконтированному доходу проекта. Преимущество использования данной модели при контроле за выполнением инвестиционной программы состоит в относительной простоте проведения факторного анализа: снижение EVA от инвестиционной деятельности компании по сравнению с запланированным является индикатором того, что либо компанией не были проведены достаточные инвестиции, либо капитал используется не наилучшим образом (т.е. затраты на капитал превышают отдачу от него).

В третьей главе «Практические расчеты и реализация механизма построения инвестиционной программы (на примере ОАО «Мосэнерго»)» проведена апробация предложенных моделей, методов и инструментов для инвестиционных проектов реконструкции и нового строительства в ОАО «Мосэнерго». Приведены сценарные условия развития энергетики региона, оценены возможности привлечения заемных средств, проведена оценка эффективности инвестиционных проектов (табл 1)

С целью реализации риск-анализа по методу Монте-Карло выделены основные риск-переменные инвестиционных проектов, изменение которых в наибольшей степени влияет на показатели эффективности проектов- размер капиталовложений в проект, тарифы на электро- и теплоэнергию, цена топлива, число часов использования установленной электрической и тепловой мощности. Для всех риск-переменных принят равномерный закон распределения; границы варьирования риск-переменных устанавливались экспертным путем исходя из технических характеристик оборудования, корпоративных документов РАО «ЕЭС России», прогнозов развития рынков. По каждому проекту проведено 1000 имитационных экспериментов Для выполнения необходимых расчетов и анализа данных использовалась программная надстройка над существующим комплексом ENERGY-INVEST, разработанная на языке программирования MS Visual Basic 6.0.

Для оценки приемлемости проекта по уровню риска рассчитывались вероятности положительного результата реализации проекта (вероятность NPV>0 или вероятность IRR > m, где m - заданное значение, %) (табл. 1).

Таблица 1

Краткая характеристика инвестиционных проектов ОАО «Мосэнерго», результаты оценки эффективности и риск-

анапиза _

№ Номер ТЭЦ Краткое описание проекта Год начала реализации/ год ввода в эксппуатац Ввод элекгри ческой мощн, МВт Удельн капвложения , доля/ кВт Показатели эффективности Вероятность Вероятность

К*!*, % ЫРУ, млн руб срок окуп, лет > 0 млн РУб, % >500 млн руб, % >10 %, % > 16%, %

1 ТЭЦ-20 Замена т/а №10 типа Т-100/130 на т/а типа Т-110/120-130-5 2008 / 2009 110 238,87 27,68 688,25 4 89,7 50,5 98,0 79,2

2 ТЭЦ-21 Замена т/а №6 типа Т-100/130 на т/а типа Т-110/130 2006 / 2007 110 238,87 26,9 648,16 4 89,9 51,5 98,3 79,7

3 ТЭЦ-23 Замена т/а ст №3 типа Т-100/130 на т/а типа Т-110/120 -130-5 2006 / 2007 110 238,87 32,49 938,03 3 82,3 40,6 95,9 73,4

4 ТЭЦ-23 Замена т/а ст №4 типа Т-100/130 на т/а типа Т-110/120 -130-5 2007/2008 110 238,87 32,49 938,03 3 82,3 40,6 95,9 73,4

5 ТЭЦ-22 Замена т/а ст № 9 типа Т-250/300-240 на турбины типа Т-265/306-240 2011 /2012 260 177,23 36,36 2006,94 3 78,7 62,5 94,5 69,6

6 ТЭЦ-22 Замена т/а ст № 10 типа Т-250/300-240 на турбины типа Т-265/306-240 2013/2014 260 177,23 36,36 2006,94 3 78,7 62,5 94,5 69,6

7 ТЭЦ-25 Замена турбоагрегата типа ПТ-60-130/13 ст №1 на новый типа ПТ-80/100-130/13 2011/2012 80 344,73 21,22 376,77 5 88,8 38,2 98,6 78,0

8 ТЭЦ-25 Замена турбоагрегата типа ПТ-60-130/13 ст N82 на новый типа ПТ-80/100-130/13 2016/2017 80 344,73 21,22 376,77 5 88,8 38,2 98,6 78,0

9 ТЭЦ-25 Ввод нового котла КВГМ-180 ст №13 2006 / 2007 0 - 8,07 -179,92 11 0,6 0 9,4 0,1

10 ТЭЦ-25 Установка детандер-генератора ТГУ-11 2006 / 2007 11,5 294,11 19,08 25,12 105 80,7 0 96,4 68,6

11 ТЭЦ-27 Установка детандер-генератора ТГУ-11 2007/2008 11,5 294,11 19,08 25,12 5 80,7 0 96,4 68,6

12 ТЭЦ-17 Установка нового т/а ст № 7 ПТ-80-100 и 2-х новых котлов БКЗ-320-140 2010/2012 80 263,20 2,13 -2326,16 24

13 ТЭЦ-21 Ввод турбины Т-265/306-240 2008/2010 265 548,79 9,28 -1210,86 11 17,4 7,4 51,7 7,6

14 ТЭЦ-27 Сооружение ПГУ-450 2008 / 2010 450 965,52 9,04 -3303,63 11 7,5 4,1 42,2 2,3

15 ТЭЦ-27 Сооружение ПГУ-450 2006 / 2008 450 965,52 9,04 -3303,63 11 7,5 4,1 42,2 2,3

16 ТЭЦ-27 Строительство 3-го блока на основе двух ПГУ-170Т и водогрейного котла КВГМ-180 2006/2008 308,6 382,37 16,27 661,17 7 57,4 39,5 92,3 33,6

17 ТЭЦ-27 Строительство 3-го блока на основе турбины Т-265 2006 / 2008 265 548,79 10,98 -789,06 10 19,9 9,7 56,0 9,8

Принятие инвестиционных решений может также основываться на результатах визуального анализа, т е изучения профиля риска (гистограммы NPV и IRR), полученных в результате имитационного моделирования Так, при сравнении показателей эффективности проектов 3 и 8 (рис. 3) можно заметить, что, если в детерминированном варианте показатель чистого дисконтированного дохода (NPV) по проекту 3 более чем в два раза превышает NPV проекта 8, то при оценке среднего NPV, полученного на основе риск-анализа, проекты примерно равноэффективны Это говорит о целесообразности осторожного инвестирования в проект 3, необходимости рассмотрения комплекса мер по снижению рисков проекта

Рюультаты симуляция яе методу Момта-Карло доя MPV

Рюультаты симуляция во метолу Моите-Кярло доя NPV

. ilül 1

1дяп-

37* П Т

L-аДЛ

Iii* Я ,

!.! я s ä i е г' "

sur

Проект 3 (замена Т-110 на ТЭЦ-23) В детерминированном варианте NPV = 938 03 Среднее значение NPV = 404,80

Проект 8 (замена ПТ-80 на ТЭЦ-25) В детерминированном варианте МРУ = 376 77 Среднее значение МР\/ = 402,01

Рис. 3. Сравнение профилей риска проектов

При формировании комплексной инвестиционной программы оптимизационные расчеты проведены по шести сценариям. При этом предполагалась возможность следующих сдвигов сроков начала реализации проектов по сравнению с базовым вариантом: проекты, начало реализации которых в базовом варианте предполагается до 2009 г., могут быть сдвинуты на год раньше или на год позже; проекты, реализующиеся после 2009 г, могут быть сдвинуты на два года раньше или на два года позже.

В качестве возможных вариантов финансирования рассматривались три вида кредитов, примерно соответствующих условиям предоставления их МФИ, ЭКА, >

российскими банками, а также выпуск облигационного займа. Рассматривались два варианта прогноза роста электрических нагрузок и электропотребления Московского

»

региона (умеренный и оптимистичный). Оптимизационные расчеты проводились с помощью пакета линейного смешанного целочисленного программирования 1р_8о1уе.

При расчетах по разным сценариям результирующие показатели эффективности варьируются в пределах: NPV - в размере от 6,26 млрд руб. до 7,77 млрд. руб., IRR - от 24,43% до 33,18%.

Полученные в результате оптимизационных расчетов по сценарию 2 скорректированный график реализации проектов и оптимальная структура финансирования программы представлены в табл. 2 и 3.

Таблица 2

Скорректированный график реализации инвестиционных проектов

№ ТЭС

1 ТЭЦ-20

2 ТЭЦ-21

3 ТЭЦ-23

4 ТЭЦ-23

5 ТЭЦ-22

6 ТЭЦ-22

7 ТЭЦ-25

8 ТЭЦ-25

9 ТЭЦ-25

10 ТЭЦ-25

11 ТЭЦ-27

13 ТЭЦ-21

14 ТЭЦ-27

15 ТЭЦ-27

16 ТЭЦ-27

17 ТЭЦ-27

Описание проекта

ОООООООООООО-<4<>I(4C4C\I(4CNCJCMC4CMCNC4

I о I

Т-110/120-130-5, замена

Т-110/130, замена

Т-110/120 -130-5, замена

Т-110/120-130-5, замена

Т-265/306-240, замена

Т-265/306-240, замена

ПТ-80/100-130/13, замена

ПТ-80/100-130/13, замена

КВГМ-180, новое стр-во

Установка ДГА

Установка ДГА

Т-265/306-240, новое стр-во

ПГУ-450, новое стр-во

ПГУ-450, новое стр-во

2х ПГУ-170Т, КВГМ-180, новое стр-во

Т-265, новое стр-во_

ш

1 о

I о о

1 ■*«-{$) О О I

| 1 0 0 |

1 че—(о) о о

о 1

ч

Ь 0 0

0 0 |

I« 0 0

Wi

о о

* штриховкой помечен базовый график реализации инвестиционной программы, цифрами и

стрелками - скорректированный

Таблица 3

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Акционерный капитал 1,72 0,90 0,11 0,90

Кредит 1 (12% годовых, срок 12 лет)

Кредит 2 (8% годовых, срок 10 лет) 0,75 0,75 0,28 0,47

Кредит 3 (15% годовых, срок 5 лет) 2,01 0,74

Облигационный займ (11%, 3 г) 3,00 0,72

Финансирование за счет внутренних ресурсов проектов 0,60 0,44 0,25 0,13 0,08

ИТОГО финансирование 1,72 3,36 2,09 3,64 1,34 0,90 0,80

В заключении обобщены результаты научного исследования и сделаны следующие основные выводы и предложения'

1. В настоящее время в условиях реструктуризации отрасли рост числа хозяйственно самостоятельных субъектов рынка, в т.ч. генерирующих компаний, приведет к усилению децентрализации в принятии инвестиционных решений, которые будут ориентироваться на соответствие стратегическим целям деятельности энергокомпаний и обеспечение коммерческой эффективности

инвестиций В работе укрупненно оценена эффективность различных альтернатив обновления для 9 групп генерирующих мощностей, характеризующихся сходными технико-экономическими характеристиками, на основе расчета тарифов, окупающих инвестиции с заданными показателями эффективности (IRR=20%)

2 Для принятия рациональных управленческих решений в области стратегических вопросов инвестиционного планирования разработана комплексная методика формирования инвестиционной программы, включающая ряд экономических моделей.

3. В условиях конкурентного рынка при рассмотрении инвестиционных проектов наряду с показателями коммерческой эффективности проектов ключевую роль играют оценки рисков их реализации В диссертации в результате проведенного сравнительного анализа наиболее распространенных методов количественного анализа и учета рисков и неопределенности в инвестиционном проектировании обоснована целесообразность использования метода Монте-Карло Апробировано применение этого метода при риск-анализе энергетических инвестиционных проектов и разработана программная надстройка, реализующая метод Монте-Карло в действующем отраслевом программном комплексе оценки эффективности ENERGY-INVEST® (ООО «НЦПИ»)

4 На основе анализа принципов построения моделей оптимизации структуры генерирующих мощностей электроэнергетических систем советских времен и современных западных разработок, а также известных моделей оптимизации инвестиционной программы безотносительно отраслевой принадлежности компании, сделан вывод о целесообразности интеграции этих двух направлений при планировании инвестиционной деятельности электрогенерирующей компании. Разработана оптимизационная модель линейного программирования, обеспечивающая формирование инвестиционной программы генерирующей компании как с учетом ограничений на получение финансовых ресурсов (финансовые ограничения), так и с учетом обеспечения балансов энергии и мощности и других производственных ограничений.

5 Для задач контроля за реализацией инвестиционной программы рекомендовано применение модели экономической добавленной стоимости (EVA), использование которой направлено на стимулирование активизации инвестиционной деятельности и роста рыночной стоимости компании

6 Апробация основных результатов исследования на примере ОАО «Мосэнерго» подтвердила необходимость, возможность и эффективность

применения предложенной методики формирования инвестиционной программы и используемого при этом комплекса экономических моделей.

По теме диссертационного исследования опубликованы следующие работы.

1 Куликова К А Финансирование инвестиционных проектов в электроэнергетике России и за рубежом // Материалы 17-й Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Реформы в России и проблемы управления - 2002». Выпуск 1 - М , ГУУ, 2002. - 0,38 п.л ,

2. Куликова К А Проблемы формирования оптимальной структуры источников финансирования инвестиционных проектов в электроэнергетике II Материалы 18-й Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Реформы в России и проблемы управления - 2003» - М , ГУУ, 2003 - 0,13 п л.,

3 Афанасьев В.Я , Куликова К А Стратегический менеджмент (на примерах компаний топливно-энергетического комплекса)- Учеб пособие. - М ГУУ, 2003 - 8 п л. (в соавторстве, лично автору принадлежат 4 п.л.);

4. Куликова К А Проблемы формирования инвестиционной программы электроэнергетической компании II Материалы 19-й Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Реформы в России и проблемы управления - 2004» - М., ГУУ, 2004 - 0,13 п.л ,

5 Куликова К А Анализ основных подходов к оценке стоимости источников финансирования инвестиционных проектов электроэнергетической компании II Тезисы докладов 12-го Всероссийского студенческого семинара «Проблемы управления» - М., ГУУ, 2004 - 0,06 п.л.,

6 Временные методические указания по оценке эффективности инвестиционной деятельности ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России». Утверждено комиссией ОАО РАО «ЕЭС России» по инвестициям в объекты генерации 05.02.2004 /Дубинин С К., Горюнов П.В., , Куликова К.А, и др - М.. НЦПИ, 2004. - 2,25 пл. (в соавторстве, лично автору принадлежат 0,14 п л);

7 Куликова К А Применение методов количественного анализа рисков при отборе инвестиционных электроэнергетических проектов для финансирования II Материалы 20-й Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Реформы в России и проблемы управления - 2005» - М , ГУУ, 2005 - 0,13 п.л

8 Методические основы оценки эффективности инвестиционных проектов и программ ГК АЭС. Утверждены приказом ГК АЭС от 21.03 2005 № 223. / Иванов С Н , Горюнов П В , .Куликова К А идр -М НЦПИ, 2005 -7 п.л. (в соавторстве, лично автору принадлежат 0,63 п.л.).

Подп. в псч. 17.10.2005. Формат 60x90/16. Объем 1,25 печ Бумага офисная. Печать цифровая.

Тираж 80 экз. Заказ № 1040.

ГОУВПО "Государственный университет управления" Издательский центр ГОУВПО "ГУУ"

109542, Москва, Рязанский проспект, 99, Учебный корпус, ауд. 106

Тел./факс: (095) 371-95-10, e-mail: ic@guu.ru

www.guu.ru

Р19215

РНБ Русский фонд

2006-4 13242

<0

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Куликова, Кира Александровна

Введение

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИЕЙ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ

§ 1. Анализ возможностей и приоритетов инвестиционной деятельности в условиях становления конкурентного рынка

§ 2. Учет рыночных факторов и сценарных условий развития электроэнергетики при планировании инвестиционной деятельности генерирующей компании

§ 3. Анализ инвестиционных ресурсов компаний электроэнергетики и вариантов привлечения финансирования

Выводы по главе

ГЛАВА 2. МОДЕЛИ ФОРМИРОВАНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ

ПРОГРАММЫ ЭЛЕКТРОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ

§ 1. Алгоритм и общие принципы планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании в условиях развития конкурентного рынка

§ 2. Инструменты и методы количественного анализа рисков в инвестиционном проектировании

§ 3. Анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний

§ 4. Предлагаемая экономико-математическая модель формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов

§ 5. Ключевые показатели эффективности инвестиционной программы в системе управления энергокомпанией

§ 6. Программное обеспечение процесса формирования инвестиционной программы

Выводы по главе

ГЛАВА 3. ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ МЕХАНИЗМА ПОСТРОЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ (НА ПРИМЕРЕ ОАО «МОСЭНЕРГО»)

§ 1. Краткая характеристика ОАО «Мосэнерго» и сценарные условия развития компании

§ 2. Оценка эффективности и рисков инвестиционных проектов реконструкции и строительства новых генерирующих мощностей ОАО «Мосэнерго»

§ 3. Формирование инвестиционной программы ОАО «Мосэнерго» на основе методов экономико-математического моделирования

Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономические модели формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании в условиях реформирования отрасли"

Актуальность темы исследования. В условиях* наметившегося роста российской экономики, на фоне прогрессирующего старения производственных фондов, электроэнергетика испытывает возрастающие потребности в масштабных инвестициях в обновление генерирующих мощностей. В соответствии с Энергетической стратегией России до 2020 г., для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления, необходим ввод мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) до 2020 г. в размере не менее 121-177 млн. кВт.

Проводящаяся реструктуризация отрасли создает для энергетических компаний, с точки зрения перспектив осуществления инвестиционной деятельности, как новые возможности, так и новые проблемы. С одной стороны, повышение инвестиционной привлекательности отрасли в долгосрочной перспективе способствует расширению состава возможных источников финансирования инвестиционной программы компании: наряду с традиционными механизмами самофинансирования, появляются возможности получения кредитов российских и зарубежных банков, агентств экспортного кредитования, привлечения средств на фондовом рынке. С другой стороны, усиливающаяся неопределенность относительно уровней цен на топливо и энергию приводит к повышению рисков инвестирования.

Существующие методические рекомендации по построению инвестиционных программ не учитывают в полной мере особенности реализации энергетических инвестиционных проектов в новых условиях. В связи с этим, разработка экономических моделей и алгоритмов, обеспечивающих комплексный учет рисков, неоднородности источников финансирования, ограничений на получение финансовых ресурсов и учитывающих при этом специфику электроэнергетической отрасли, является весьма актуальной задачей.

Основная цель диссертационного исследования состоит в научном обосновании и разработке методики и экономических моделей формирования инвестиционной программы, необходимых для принятия рациональных управленческих решений в области инвестиционной и финансовой политики электрогенерирующих компаний.

Достижение указанной цели предполагает решение следующих задач:

• анализ стратегических корпоративных приоритетов инвестиционной деятельности генерирующих компаний в условиях становления конкурентного рынка;

• оценку инвестиционных ресурсов компаний электроэнергетики и вариантов привлечения финансирования;

• разработку алгоритма планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании в условиях развития конкурентного рынка;

• развитие экономического инструментария количественного анализа рисков в инвестиционном проектировании;

• анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний и выявление их недостатков;

• разработку экономико-математической модели формирования инвестиционной программы генерирующей компании с учетом производственных и финансовых ограничений;

• обоснование моделей контроля за эффективностью инвестиций, в наибольшей степени направленных на рост стоимости компании и стимулирующих активизацию инвестиционной деятельности;

• экспериментальную апробацию предложенной методики для портфеля инвестиционных проектов реконструкции и нового строительства генерирующих мощностей ОАО «Мосэнерго».

Предметом исследования являются методические проблемы планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании и используемые для этих целей экономические модели.

Объектом исследования выступают генерирующие компании, создаваемые в процессе реформирования компаний электроэнергетики.

Методологической и теоретической основой исследования являются работы отечественных и зарубежных специалистов по вопросам реформирования электроэнергетики, а также методическая база по оценке эффективности инвестиций, сформированная в работах Виленского П.Л., Лившица В.Н., Смоляка С.А.; методики количественного учета рисков в инвестиционном проектировании, изложенные в публикациях Грачевой М.В., Хертца Д.Б; методология системных исследований в энергетике и построения оптимизационных экономико-математических моделей развития электроэнергетических систем, сформированная Мелентьевым Л.А., Воропаем Н.И, Климой И., Макаровым А.А., Некрасовым А.С., Хабачевым Л.Д., Шарыгиным B.C.; работы, посвященные вопросам формирования инвестиционных программ и оптимизации портфеля инвестиционных проектов -Арженовского С.В, Бирмана Г., Ендовицкого Д.А., Крушвица Л., Плещинского А.С., Блеха Ю.; методы расчета экономической добавленной стоимости, изложенные в работах Брейли Р., Майерса С., Дамодарана А.

Информационной базой исследования явились материалы Всемирного Банка, ЕБРР, ОЭСР, касающиеся финансирования энергетических проектов, данные Государственного комитета РФ по статистике, Министерства промышленности и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России», планы развития и отчетные данные ОАО «Мосэнерго», материалы научных институтов (ИНЭИ РАН, ЭНИН им. Кржижановского, НИИЭЭ) и консалтинговых фирм, а также тематические материалы периодических изданий.

Наиболее существенные научные результаты:

1. Выявлены наиболее приоритетные, с точки зрения коммерческой эффективности, направления инвестиционной деятельности электрогенерирующих компаний.

• 2. Предложен комплексный алгоритм формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях повышенной неопределенности внешней среды и неоднородности источников финансирования инвестиций.

3. В результате проведенного сравнительного анализа методов количественного учета рисков, обоснована целесообразность использования метода Монте-Карло при риск-анализе энергетических инвестиционных проектов; апробировано применение этого метода и разработана программная

• надстройка для его реализации.

4. На основе обобщения опыта построения моделей оптимизации структуры генерирующих мощностей электроэнергетических систем советских времен и современных западных разработок сделан вывод о необходимости адаптации этих моделей для решения задач оптимизации инвестиционной программы электрогенерирующих компаний.

5. Разработана экономико-математическая модель линейного программирования, обеспечивающая увязку инвестиционной и финансовой

• деятельности компании на перспективу с учетом обеспечения баланса мощности и энергии и прочих производственных ограничений.

6. Обоснованы преимущества использования модели экономической добавленной стоимости (EVA) при контроле за реализацией инвестиционной программы.

Степень обоснованности научных положений, выводов и

Ф рекомендаций, содержащихся в диссертации. В работе использовались общепринятые в мировой практике методические подходы к оценке инвестиционных проектов и программ. Применялся необходимый математический аппарат: методы математической статистики, экономико-математического моделирования, а также методы финансового анализа, проектного анализа, сценарного анализа.

Научная новизна работы состоит в разработке методики формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании на основе ряда

• разработанных экономических моделей, обеспечивающих комплексную оценку и

• отбор инвестиционных проектов с обоснованием их схемы финансирования при условии учета неопределенности внешней среды.

Значение полученных результатов для теории и практики. В теоретическом аспекте результаты исследования расширяют и дополняют существующие научно-методические разработки и экономические модели оценки эффективности проектов и формирования инвестиционных программ. В частности, разработан алгоритм формирования инвестиционной программы в

• условиях повышенной неопределенности внешней среды, предположена экономико-математическая модель формирования инвестиционной программы с учетом финансовых ограничений и специфики электроэнергетики, обоснована целесообразность использования модели экономической добавленной стоимости при контроле за выполнением инвестиционной программы. Практическое значение работы определяется возможностью применения предложенных моделей и алгоритмов для принятия рациональных, научно-обоснованных управленческих решений при обосновании инвестиционной политики

• электрогенерирующих компаний. Реализация положений, базирующихся на применении методических разработок и результатов данного исследования, позволит повысить эффективность использования финансовых и инвестиционных ресурсов генерирующих компаний, и в дальнейшем будет способствовать оптимизации работы энергокомпаний и их взаимодействия с финансовым сектором, повышению их конкурентоспособности.

Ф Сведения о реализации и целесообразности практического использования результатов. Результаты диссертационного исследования были использованы в концерне «Росэнергоатом» при подготовке приказа № 223 от 21.03.05 по утверждению «Методических основ оценки эффективности проектов в атомной энергетике», а также вошли в учебное пособие по дисциплине «Стратегический менеджмент» и используются в учебном процессе в Государственном Университете Управления для студентов специальности «Менеджмент организации» специализаций «Менеджмент в международном

• топливно-энергетическом бизнесе» и «Управление в энергетике». Целесообразно применять предлагаемые модели в деятельности электрогенерирующих компаний при обосновании инвестиционных программ, а также муниципальными властями и крупными промышленными потребителями электроэнергии, при формировании ими программы строительства собственных генерирующих мощностей.

Апробация результатов исследования. Основные положения и результаты диссертационного исследования докладывались и обсуждались на следующих научных конференциях: Всероссийской научной конференции молодых ученых и студентов «Реформы в России и проблемы управления» (Государственный Университет Управления, г. Москва, 2002-2005), 12-м Всероссийском студенческом семинаре «Проблемы управления» (Государственный Университет Управления, г. Москва, 2004).

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 8 работ. Общий объем публикаций составляет 18 п.л., из которых лично автору принадлежит 5,5 п.л.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы (133 наименования) и приложений. Основная часть работы изложена на 171 страницах машинописного текста, содержит 36 рисунков, 50 таблиц.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Куликова, Кира Александровна

Выводы к главе 2

1. В работе представлен алгоритм формирования инвестиционной программы, обеспечивающий создание системы комплексного анализа и отбора проектов с обоснованием их схемы финансирования при условии учета неопределенности внешней среды и контроля за уровнем проектных рисков.

2. Проведен анализ наиболее распространенных методов количественного анализа рисков, для оценки всего спектра возможных изменений показателей эффективности проекта рекомендовано использование имитационного моделирования по методу Монте-Карло.

3. Рассмотрены модели планирования развития генерирующих мощностей:

- модель Electricite de France, являющаяся первым случаем применения инструментария линейного программирования при планировании инвестиций в электроэнергетике (50-е гг).

- обрисованы основные принципы, заложенные в моделях перспективного планирования генерирующих мощностей в СССР (60-80-е гг)

- дана краткая характеристика современных моделей планирования развития энергетики (NEMS (разработана Energy Information Administration), WASP (Международное агентство по атомной энергии), MARKAL).

Большинство моделей планирования развития энергетики направлены на получение национальных прогнозов развития энергетики региона/страны, в то же время целесообразна постановка задачи оптимизации и реализация накопленного модельного потенциала для решения вопроса в разрезе принятия решений об инвестициях конкретной энергокомпании. Приведена предлагаемая модель формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов.

4. Проведен сравнительный анализ концепций ROTA, ROIC, EVA и их целесообразности применения при контроле за реализацией инвестиционной программы.

5. Проведен обзор программного обеспечения для оценки эффективности инвестиций, количественного анализа рисков по методу Монте-Карло, решения оптимизационных задач линейного программирования. Дана краткая характеристика разработанной диссертантом надстройки, реализующей метод Монте-Карло в отраслевом программном комплексе оценки эффективности ENERGY-INVEST® (ООО «НЦПИ»).

ГЛАВА 3. ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ МЕХАНИЗМА ПОСТРОЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ (на примере ОАО

Мосэнерго»)

§1. Краткая характеристика ОАО «Мосэнерго» и сценарные условия развития компании

Общая характеристика компании. ОАО «Мосэнерго» - крупнейшая из региональных энергокомпаний России. Установленная мощность компании составляет 14,8 тыс. МВт, установленная тепловая мощность - 34,9 тыс. Гкал/ч (40,6 тыс. МВт), протяженность высоковольтных линий электропередачи 35500 кВ - 18,4 тыс. км, распределительных линий 0,4-10 кВ - 58,1 тыс. км, кабельных сетей— 57,1 тыс. км, протяженность тепловых сетей - 2,24 тыс. км [15].

ОАО «Мосэнерго» производит около 8,2% электроэнергии и 5,3% теплоэнергии от вырабатываемых в России (включая АЭС) и 12% электроэнергии и 16% тепла от выработки ОАО РАО «ЕЭС России». При этом установленная электрическая мощность ОАО «Мосэнерго» составляет около 7% к общероссийским электрическим мощностям и 9,5% к установленной мощности ОАО РАО «ЕЭС России». Среди 74 региональных энергокомпаний это самый высокий показатель.

В настоящее время ОАО «Мосэнерго» является естественным монополистом по производству электрической энергии в Московском регионе и обеспечивает (с учетом покупки на ФОРЭМ) 98,5% его электропотребления, 1,5% потребления обеспечивают блок-станции. Электропотребление региона уже несколько лет превышает максимальный уровень, достигнутый в 1990 году (74,1 млрд. кВт ч). В 2002 г. оно составило 75,4 млрд. кВт ч, в 2003 г. -увеличилось до 79,2 млрд. кВт ч, т.е. на 5% по сравнению с уровнем 2002 г.

Производство тепло- и электроэнергии обеспечивает 21 электростанция. На электростанциях установлено 125 паровых турбин, в том числе 96 теплофикационных, 11 конденсационных, 6 газотурбинных установок и 2 детандер-генераторных агрегата (табл. 3 .1).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Рост числа хозяйственно самостоятельных поставщиков электроэнергии - генерирующих компаний, образованных в ходе реструктуризации отрасли, приведет к усилению децентрализации в принятии инвестиционных решений, которые будут опираться на соответствие корпоративным стратегическим интересам развития бизнеса энергокомпаний. В условиях намечающегося дефицита энергетических мощностей, общего старения производственных фондов и ограниченных финансовых возможностей энергокомпаний, важнейшее значение имеет повышение эффективности использования инвестиций и их концентрация на объектах, эффект от ввода которых может быть получен максимально быстро. В этих условиях формирование инвестиционных приоритетов прямо связано с коммерческой эффективностью инвестиций.

2. Ключевой задачей инвестиционного планирования является согласование инвестиционных потребностей энергокомпании с возможностями их финансирования за счет собственных и внешних привлеченных средств при ожидаемой динамике рыночных факторов и сценарных условиях развития компании и электроэнергетики в целом. При анализе инвестиционных ресурсов энергокомпании и вариантов привлечения финансирования, по каждому из них необходимо выявить лимиты получения финансовых средств, их стоимость и прочие требования, предъявляемые при их выделении.

3. Все отечественные, разработанные в советское время, и большинство современных западных моделей планирования развития энергетики направлены на получение национальных прогнозов развития энергетики региона/страны, в то же время целесообразна постановка задачи оптимизации и реализация накопленного модельного потенциала для решения вопроса в разрезе принятия решений об инвестициях конкретной энергокомпании. В диссертации разработана модель формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов.

4. В условиях конкурентного рынка при рассмотрении инвестиционных проектов наряду с показателями коммерческой эффективности проектов ключевую роль играют оценки рисков их реализации. Риск инвестора может зависеть от применяемой технологии производства электроэнергии, от территориального размещения и вероятности колебания цен в конкретных ценовых зонах, а также от характера проекта (новое строительство, реконструкция, «вынужденные» проекты поддержания надежности энергообеспечения). В работе проведен анализ наиболее распространенных методов количественного анализа и учета рисков и неопределенности в инвестиционном проектировании, для оценки всего спектра возможных изменений показателей эффективности проекта рекомендовано использование имитационного моделирования по методу Монте-Карло.

5. Показатели, использующиеся в настоящее время для оценки эффективности и контроля за реализацией инвестиционных программ ДЗО РАО «ЕЭС России» (в т.ч. показатель ROTA) не всегда способствуют оптимизации инвестиционной политики компании, ее модернизации и техперевоооружению. Обоснована необходимость выбора иного сквозного показателя эффективности, отражающего новые приоритеты энергокомпании: обеспечение устойчивого развития в условиях конкуренции и повышение стоимости компании для акционеров; в качестве такого показателя предположено использование концепции экономической добавленной стоимости (EVA).

6. Проведен обзор программного обеспечения для оценки эффективности инвестиций, количественного анализа рисков по методу Монте-Карло, решения оптимизационных задач линейного программирования. Дана краткая характеристика разработанной диссертантом надстройки, реализующей метод Монте-Карло в отраслевом программном комплексе оценки эффективности ENERGY-INVEST® (ООО «НЦПИ»).

7. Апробация основных результатов исследования на примере ОАО «Мосэнерго» подтвердила необходимость, возможность и эффективность применения предложенной методики формирования инвестиционной программы и контроля за уровнем рисков и позволила выявить более широкую область ее использования на практике.