Финансирование инвестиционных проектов в электроэнергетике с использованием механизма государственно-частного партнерства (1142915), страница 16
Текст из файла (страница 16)
Так, например, если действующийбизнес имеет высокую долговую нагрузку, а его активы уже обременены посуществующимобязательствам,поручительствебенефициаровтоипроектноесвязанныхфинансированиекомпанийбудетприболеепредпочтительным даже несмотря на высокий риск на строительной фазепроекта.
И наоборот, при низкой долговой нагрузке вся прибыль отдеятельности, остающаяся в распоряжении компании, может быть направленана финансирование эксплуатационных затрат и погашение обязательств поинвестиционному проекту при недостаточности поступлений от проекта, чтоделает корпоративное финансирование привлекательнее проектного. Пристроительствесоглашениюэлектросетевойтребуетсяинфраструктурыкорпоративноепоконцессионномуфинансирование,позволяющееконсолидировать активы электросетей у МРСК в соответствии с утвержденнойстратегией электросетевого комплекса [37];- и в сфере генерации, и в сфере распределения электроэнергииинфраструктурныеобъектыцелесообразнопередаватьвсобственностькомпании, реализующей проект.
Опыт показал, что объекты коммунальнойэнергетикивсобственностимуниципальныхобразованийуправляютсянеэффективно, обновление основных фондов происходит несвоевременно;- доля участия государства в уставном капитале частного партнера,реализующего проект по строительству электростанции малой мощности,должна составлять менее 50% в соответствии с требованиями закона о ГЧП, вто время как распределительные сети являются собственностью публичныхкомпаний, доля участия государства в которых составляет не менее 50%.Данные подходы обобщены в таблице 23.109Таблица 23– Подходы к финансированию электроэнергетики на основе ГЧПСфера реализации инвестиционного проекта на основеГЧПРаспределенная генерацияЭлектросетиСоглашение о ГЧПКонцессионное соглашение++(возможна приватизацияпосле окончания срокасоглашения)Проектное финансирование/ Корпоративноекорпоративноефинансированиефинансирование<50≥50ПоказательМодель ГЧППередача объекта всобственность частногопартнера (концессионера)Предпочтительная формафинансированияДоля участия государства вуставном капиталекомпании, реализующейпроект (в т.ч.
косвенноевладение), %Характеристика целевогоКрупная организация с умеренной долговой нагрузкой,субъекта – победителяобладающаядостаточнымопытомработыдляконкурса на правосвоевременного и качественного исполнения принимаемыхзаключения соглашенияобязательств по инвестиционному проектуИсточник: составлено автором.Исходяизвышеизложенного,методическиерекомендациипофинансированию инвестиционных проектов в распределенной генерации наосновесоглашенийогосударственно-частном(муниципально-частном)партнерстве должны включать следующие положения:1. Обоснование целесообразности строительства объекта распределеннойгенерации.Развитие распределенной генерации на основе соглашений о ГЧП и МЧПдолжно быть экономически обоснованным с точки зрения выгоды дляпотребителей.
Поскольку современные технологии когенерации подразумеваютпроизводство электрической и тепловой энергии, которые являются двумясамостоятельными товарами, то в качестве критерия обоснования являетсявыполнение неравенства из формулы (1):(1)где– стоимость 1 Дж электрической и тепловой энергии объектараспределенной генерации;110– стоимость 1 Дж электрической и тепловой энергии генерирующегообъекта централизованного электроснабжения.Перспективным показателем для выбора инвестиционного проектаявляется нормированная стоимость электроэнергии (Levelized Cost of Energy –LCOE), представляющая собой тариф на электроэнергию, при котором NPVинвестиционного проекта по строительству электростанции равен 0, иприменяется преимущественно для сравнения экономической эффективноститехнологий генерации.
Показатель рассчитывается по формуле (2):∑(∑где((– капитальные вложения в году t;– операционные расходы в году t;– расходы на топливо в году t;– объем произведенной электроэнергии в году t;r – внутренняя норма доходности проекта.Однако данная формула, во-первых, не учитывает затраты на содержаниеэлектросетей централизованного электроснабжения, закладываемые в тариф наэлектроэнергию на розничном рынке, во-вторых, не принимает в расчетреализацию тепловой энергии, в-третьих, игнорирует различия в принимаемыхинвесторами рисках.В связи с этим, стоимость 1 Дж совокупной энергии объектараспределенной генерации или централизованного электроснабжения должнаопределяться как сумма удельных затрат на производство и распределениеэлектрической и тепловой энергии по формуле (3):∑∑где((∑∑((3)(– инвестиции в строительство электростанции и тепловых сетей;111– инвестиции в строительство электросетей;– операционные расходы электростанции и на содержаниетепловых сетей;– операционные расходы на содержание электросетей;– объем произведенной электроэнергии (Дж);– объем произведенной тепловой энергии (Дж);– требуемая доходность на инвестированный капитал встроительство электростанции и тепловых сетей;– требуемая доходность на инвестированный капитал встроительство электросетей.Согласно последним исследованиям значение стоимости совокупнойэнергии электростанций, работающих в комбинированном режиме, может бытьопределено с помощью более сложных методов.
В частности, Братанова А.,Робинсон Дж., Вагнер Л. предлагают расчет коэффициентов распределениязатрат между электроэнергией и тепловой энергией на основе имитационногомоделирования Монте-Карло, исходя из вероятностных оценок, которые вдальнейшем используются при расчете стоимости совокупной энергии [143].Подобныеметодыпозволяютучитыватьвлияниеперекрестногосубсидирования на стоимость совокупной энергии, возникающего по причинегосударственного регулирования тарифов на тепловую энергию.2.Определениепотенциальныхнефинансовыхинструментовдляперераспределения рисков между участниками проекта.Потенциальные нефинансовые инструменты:- для публичного партнера: субсидии, гарантии минимальной доходностии проведения тарифной политики, компенсации недополученной выручки,аренда нефинансовых активов;- для частного партнера: залоги и поручительства;- для субъектов финансового рынка: страхование операционных рисков,секьюритизация обязательств, гарантии исполнения обязательств.112Следует учитывать, что передача операционных рисков по проектустроительства или реконструкции генерирующего объекта:- частным партнером публичному партнеру путем предоставлениясубсидий и гарантий приводит к ухудшению сравнительного преимуществапроекта;- частным партнером субъектам финансового рынка через механизмфинансовых гарантий, страхования и секьюритизации уменьшает IRR частногоинвестора (далее –-);частным партнером потребителям с помощью гарантий проведениятарифной политики и поручительств не оказывает влияния на показателиэффективности финансирования.В таблице 24 представлены варианты передачи операционных рисков вразрезе участников проекта.Таблица 24– Передача операционных рисков частного партнера другим участникам впроекте распределенной генерацииПубличный партнерПубличные гарантииминимальной доходности икомпенсации объемовнедополученной выручкиДоговоры купли-продажиэлектроэнергии на принципах«take-or-pay» сбюджетозависимымипредприятиямиИсточник: составлено автором.Субъекты финансовогорынкаСтрахование операционныхрисков, секьюритизацияПотребителиПубличные гарантиипроведения тарифнойполитикиДоговоры поручительства вБанковские гарантиицелях обеспеченияисполнения обязательств поисполнения обязательств пооплате электроэнергииоплате электроэнергииНаличие гарантий минимальной доходности и проведения тарифнойполитики, а также компенсаций объемов недополученной выручки в составенефинансовыхинструментовинвестированногокапиталаобеспечивают14%подостижениеаналогиисодоходностистроительствомэлектростанции в соответствии с заключенным ДПМ на оптовом рынке.3.
Оценка эффективности инвестиционного проекта в целом.113Критериями эффективности инвестиций по проекту в целом являютсятрадиционные показатели: NPV>0; IRR>WACC; PI>1.4. Определение структуры источников финансирования инвестиционногопроекта и используемых для их привлечения финансовых инструментов, атакже оценка показателей эффективности финансирования частных инвесторови публичного партнера.Выбор между собственными и заемными источниками финансированияосуществляется по критерию минимизации их стоимости при соблюдениирекомендуемых значений долговой нагрузки, коэффициентов покрытия долга иликвидности прогнозного баланса, а также при наличии сравнительногопреимущества проекта, финансируемого на основе соглашения о ГЧП/МЧП,перед бюджетным финансированием.Определение потенциальных финансовых инструментов:- для публичного партнера: акции, бюджетные кредиты;- для частного инвестора: акции, займы;- для субъектов финансового рынка: акции, кредиты, облигации,мезонинные инструменты.Функцияоптимизацииструктурыисточниковфинансированиявфинансовой модели проекта при заданных параметрах стоимости долга исобственного капитала может быть представлена в виде формулы (4):при(4){Примечания* Соотношение заемного и собственного капитала 85%/15%.** Требование к ликвидности прогнозного баланса.114где– внутренняя норма доходности для частного инвестора;D – допустимое отклонение, которое определяется индивидуально сучетом анализа принимаемых частным партнером рисков и чувствительности кизменению наиболее важных предпосылок финансовой модели (динамика ценна газ и другое);– стоимость собственного капитала;–коэффициентсравненияреализациипроектаГЧПигосударственного контракта [29];– целевой показатель оценки социально-экономического эффектаинвестиционного проекта распределенной генерации.Для коэффициента покрытия долга использовано предельное значение,указанное в трудах И.А.
Никоновой [65, c. 101].Показатели бухгалтерского баланса, отчета о финансовых результатах,отчета о движении денежных средств, участвующие в расчете, определяются накаждый прогнозный год финансовой модели.При несоответствии допустимого отклонения принимается решение опривлечении субсидий, которые должны способствовать увеличениюдонеобходимого уровня.Публичный партнер с учетом запрашиваемых частным партнеромсубсидий оценивает сравнительное преимущество проекта.Для неокупаемых за счет бюджетных средств проектов показательсравнительного преимущества определяется по формуле (5):{(5)Для окупаемых за счет бюджетных средств проектов расчет показателясравнительного преимущества производится по формуле (6):{(6)115где– дисконтированная разница расходов и доходов бюджетнойсистемы по проекту ГЧП;– дисконтированный объем принимаемых публичных партнеромобязательств в случае возникновения рисков по проекту ГЧП;– дисконтированная разница расходов и доходов бюджетнойсистемы по государственному контракту;– дисконтированный объем принимаемых публичных партнеромобязательств в случае возникновения рисков по государственному контракту.Таким образом, если дисконтированные расходы проекта с учетомсубсидий для публичного партнера меньше, чем дисконтированные расходы врамках бюджетного финансирования, проект может быть реализован.5.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
