53
Общество с ограниченной ответственностью «Региональная
концессионная компания» (Группа строительных компаний «ВИС») стала
победителем открытого конкурса Правительства Хабаровского края на право
заключения концессионного соглашения в отношении объекта капитального
строительства «Автомобильная дорога «Обход г. Хабаровска км 13 – км 42».
Концессионное соглашение подписано 12 декабря 2016 года. Строительство
автомобильной дороги займет 3 года, срок реализации проекта – 12 лет.
Рисунок 2. Схема реализации проекта контракта жизненного цикла
(КЖЦ) в дорожной отрасли Хабаровского края
Цели проекта:
– улучшение транспортной доступности и технического состояния
транспортной инфраструктуры Хабаровска выведение транзитного транспорта
за пределы города;
– обеспечение связи дорог федерального значения А-370 «Уссури», Р-297
«Амур», А-375 «Восток» и создание условий для выхода в перспективе на
автодорожную сеть Китая;
– привлечение внебюджетных инвестиций в развитие транспортной
инфраструктуры города и региона;
– обеспечение транспортной инфраструктуры для ТОСЭР («Аэропорт»,
«Авангард», «Ракитное»).
На рисунке 3 представлена схема реализации проекта контракта
Публичный
партнер–
Хабаровский
край
Банк
Частный
партнер
Стадия
строительств
а
Стадия
эксплуатации
Подря
дчики
Пост
авщи
ки
Опер
аторс
кая
деяте
льно
сть
Содер
жание
Ремо
нт
54
жизненного цикла.
Модель КЖЦ привлекательна для публичного партнера (Хабаровского
края) по ряду причин. Во-первых, контракт жизненного цикла объединяет
стадии контракта (проектирование, производство, поставку, обслуживание,
утилизацию), за счет чего снижаются риски оппортунистического поведения
частного партнера на каждой стадии выполнения контракта. Частному партнеру
выгодно качественно выполнить стадии проектирования, производства в связи
с тем, что недобросовестное выполнение данных этапов приведет к росту
издержек на стадии эксплуатации, а, следовательно, и к росту совокупных
издержек выполнения данного контракта, таким образом, частный партнер
мотивирован выполнять качественно каждую стадию проекта.
Во-вторых, заключение договора с одним контрагентом снижает
организационные издержки, связанные со взаимодействием сторон, а также
издержки на организационные мероприятия по определению поставщиков.
В-третьих, объединение всех этапов в единый цикл приводит
к минимизации затрат на выполнение контракта в связи с более эффективным
использованием производственных мощностей, персонала и иных ресурсов
частного партнера благодаря экономии от масштаба, а также высокой
доступности данных факторов производства на всех стадиях проекта. Кроме
того, фиксированный размер сервисного платежа позволяет заказчику
эффективно планировать свои расходы, при этом увеличение расходов
обслуживающей компании не отразится на издержках заказчика.
Также в связи с тем, что платежи по контракту равномерно распределены
на весь срок жизненного цикла предмета закупки, заказчик имеет возможность
одновременно вести несколько масштабных проектов. Корректировка
сервисных платежей с учетом уровня готовности эксплуатируемого объекта
и начало выплат по контракту только после сдачи объекта в эксплуатацию
мотивируют частного партнера в короткие сроки сдать объект в эксплуатацию
и поддерживать высокое качество его обслуживания.
Обязательства частного партнера в проекте строительства автомобильной
55
дороги в обход г. Хабаровска приняла на себя ООО «Региональная
концессионная компания».
Она входит в группу лидера рынка проектов ГЧП России – строительной
компании «ВИС». Инвестиционный портфель ГЧП-проектов данной группы
компаний составляет 635 миллиардов рублей. Соглашения о стратегическом
сотрудничестве подписаны с десятком регионов России. Учитывая, что опыт
ГЧП для нашей страны относительно новый, эффективность реализации
проектов в этой области будет обеспечена только за счет работы с
инвестиционными компаниями, которые имеют опыт реализации подобных
проектов.
Также в крае используются и другие инструменты для активизации
инвестиционной активности.
С 1 июня 2016 г. запущена программа «Дальневосточный гектар».
Программа нацелена на увеличение интереса к ДФО, развитие сельского
хозяйства, малого и среднего предпринимательства, а также уменьшение оттока
населения с восточных окраин. С того момента, когда Закон о
«дальневосточном гектаре» (ФЗ №119) вступил в силу, с его подробностями
на официальном сайте ознакомились около трех млн российских интернет-
пользователей, и уже оформили право около 17 тыс. новых собственников [22].
Хотя, итоги подводить рано, поскольку право на получение земель для
подавляющей части населения РФ возникло с 1 февраля 2017 г.
В целом можно сказать, что Хабаровский край функционирует в условиях
постоянно и динамично меняющейся реальности, Правительство Хабаровского
края активно воздействует на инвестиционные процессы, внедряются новые
механизмы и инструменты повышения инвестиционной привлекательности
края.
56
Глава 3. Пути совершенствования инвестиционного
проектирования
3.1 Использование современных механизмов
инвестиционного проектирования
Как уже упоминалось, в настоящее время основными механизмами
повышения инвестиционной активности в регионе являются создание ТОСЭР и
госудасртвенно-частное парнёрство (ГЧП).
Самой «молодой» территорией опережающего развития Хабаровского
края является ТОСЭР «Николаевск».
Проблема данной ТОСЭР связана с тем, что в отличии от Хабаровска и
Комсомольска-на-Амуре, она имеет значительно менее развитую
инфраструктуру: дороги и энергетическое хозяйство.
Так, к настоящему времени на Николаевской ТЭЦ наращивание
мощностей по отпуску электрической и тепловой энергии невозможно по
следующим причинам:
1. Наработка двойного паркового ресурса паротурбинного агрегата ст.
№4. Назначен индивидуальный ресурс паровой турбины 245023 час, на
31.12.2014г. отработано 220023 час.
2. Техническое состояние электрогенераторов №4, отработавшей два
нормативных срока и электрооборудования ОРУ-110 и ОРУ-35 кВт.
3. Не способность ГТЭ-19 типа SGT – 500 нести номинальную нагрузку,
ее зависимость от внешних воздействий отводящих сетей.
4. Физический и моральный износ газотурбинных установок ПАЭС-2500,
предназначенных для разворота станции с «0» при потере собственных нужд
станции.
Все это обуславливает необходимость разработки инвестиционного
проекта по развитию инфраструктуры ТОСЭР «Николаевск».
57
3.2 Оценка социально-экономической эффективности
Планируется, что дальнейшая реконструкция и модернизация
Николаевской ТЭЦ будет осуществляться на принципа государственно-частного
партнерства (ГЧП).
Для того, чтобы привлечь инвесторов к реализации проекта по
реконструкции ТЭЦ необходима разработка технико – экономического
обоснования.
Рассматривается вариант реконструкции ТЭЦ путем замены турбоблока
№3 ПТ-30-90/10 на ПТ-50-90/10 и установкой новой турбины ПТ-30-90/10 на
место ранее демонтированной турбины №1.
Строительство осуществляется в два этапа:
Этап 1 – установка новой турбины ПТ-30-90/10 на фундаменты ранее
демонтированной турбины №1 (2017 – 2019 гг.)
Этап 2 – демонтаж турбины №3 ПТ-30-90/10 и установка на ее фундаменты
новой турбины ПТ-50-90/10 (2020 – 2021 г.).
Проект реконструкции предусматривает получение двух видов энергии -
электрической и тепловой. При этом затрачивается определенное количество
топлива на их суммарное производство. Однако для определения себестоимости
производимой энергии и оценки технического уровня разработанного проекта
необходимо разнести топливную составляющую издержек по каждому
производимому продукту.
В Приложении 2 приведены основные технико-экономические показатели
проекта.
Представленные в таблице данные свидетельствуют о высокой
эффективности проекта реконструкции Николаевской ТЭЦ, что выражается
почти в двукратном увеличении отпуска электроэнергии и тепловой энергии. Это
позволит полностью решить проблемы энергоснабжения ТОСЭР «Николаевск».
План сбыта по проекту предусматривает поступление денежных средств
58
от реализации электрической и тепловой энергии. В расчетах предполагается,
что ввиду непрерывного цикла производства, план производства электроэнергии
совпадает с планом реализации. Производственная стадия проекта обозначает
дату, с которой начинается производство и сбыт товарной продукции в условиях
действия введенных в эксплуатацию производственных мощностей. Выработка
электрической и тепловой энергии будет соответствовать всем нормативам,
требованиям и стандартам, принятым в Российской Федерации.
Оценка коммерческой эффективности инвестиционного проекта
реконструкции Николаевской ТЭЦ проводилась с учетом следующих
требований:
– все расчеты – в рублях РФ;
– расчеты выполнены в прогнозных ценах согласно: «Сценарным
условиям развития электроэнергетики РФ на период до 2030 г.» (с коррекцией
2015 г.) и «Энергетической стратегии России на период до 2030 г.», утв.
распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р;
– все расчеты выполнены с учетом платежей в бюджетные
и внебюджетные фонды и с учетом НДС.
«Сценарные условия развития электроэнергетики Российской Федерации
на период до 2030 г.» (далее «Сценарные условия») разработаны АО «Агентство
по прогнозированию балансов в электроэнергетике» (АПБЭ) по заказу
Минэнерго России в рамках выполнения работ по мониторингу реализации
Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на период до 2030
г., предусмотренных постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 №823.
Сценарные условия отражают основные ориентиры и параметры развития
электроэнергетики на 2015-2020-2025-2030 годы, сформированные на основе
Генеральной схемы; в них произведен ряд уточнений, касающихся прогноза
макроэкономических показателей, цен на топливо и тарифов. Сценарные
условия предназначены для энергетических компаний с целью формирования
ими уточненных предложений по развитию энергетических объектов.
Оценка эффективности инвестиций в реконструкцию Николаевской ТЭЦ
59
производилась в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке
эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция)» (далее –
Рекомендациям), утвержденными Министерством экономики РФ,
Министерством Финансов РФ, Государственным комитетом РФ
по строительной, архитектурной и жилищной политике (№ ВК 477 от 21 июня
1999 г.).
В основу оценки эффективности положены следующие основные
принципы:
– рассмотрение проекта на протяжении всего жизненного периода (от
подготовительных работ по проекту сооружения до истечения срока
эксплуатации станции);
– моделирование денежных потоков (денежные поступления и расходы по
различным статьям за рассматриваемый период);
– учет фактора времени (этапы реализации инвестиционного проекта,
изменение различных параметров работы станции с течением времени,
изменение тепловой мощности станции в зависимости от температуры
наружного воздуха);
– учет только предстоящих затрат и поступлений (связанных только с
осуществлением ИП);
– учет влияния инфляции.
Стоимость инвестиционного проекта включает в себя затраты на
разработку проекта (проектирование и согласование), приобретение
оборудования и материалов, транспортные расходы, общестроительные,
строительно-монтажные и пуско-наладочные работы, непредвиденные и прочие
затраты.
Стоимость паросилового оборудования оценена по проектам аналогам в
ценах 2015 г. с учетом климатологии и транспортных расходов.
Для составления укрупненной сметной стоимости строительства объекта
использовались сборники средних сметных цен на основные строительные
ресурсы в Российской Федерации, государственные элементные сметные нормы,
60
проекты аналоги, а также данные полученные на основании расчетов в
программном комплексе Тhermoflow.
Укрупненный сводный сметный расчет выполнен в текущих ценах 2017
г. Стоимости проекта по рассматриваемым этапам приведены в таблице 7.
Стоимость оборудования указана с учетом погрузочно-разгрузочных работ,
транспорта, страховки, таможенных платежей. Окончательная стоимость
согласовывается при подписании договора на поставку при получении опросных
листов и технических заданий на изготовление оборудования.
В стоимость реконструкции энергоблоков не включены затраты, связанные
с возможными различными формами финансирования, страхование третьих лиц,
страхование строительной деятельности и другие виды страхования (кроме
страхования оборудования), затраты на обслуживание банковских гарантий.
Оценка суммарных капиталовложений в реконструкцию Николаевской
ТЭЦ является примерной, ориентировочной величиной, полученной на основе
данных, предоставленных производителями оборудования, а также на основе
экспертных оценок и проектов-аналогов.
Окончательная стоимость строительства и величина всех издержек может
быть получена только на стадии подписания контракта.
В таблице 8 представлена прогнозируемая динамика тарифов на тепловую
и электроэнергию.
Следующим этапом инвестиционного проекта является определение ставки
дисконта. Ставка дисконтирования – это норма доходности на вложенный
капитал, требуемый инвестором. Значение ставки дисконтирования,
используемое в расчетах, должно согласовываться с инвестором, который
привлекает средства для проекта. При оценке эффективности данного проекта
соизмерение разновременных показателей осуществлено путем приведения
(дисконтирования) их к ценности на начальный период проекта 2016 г. по норме
дисконта 12%.
Таблица 6
Прогноз динамики тарифов на тепловую и электроэнергию
61
на 2017 – 2020 гг.
Показатель
2017
2018
2019
2020
2021
Тарифы на электроэнергию , руб.
кВт/час
1961
2088
2139
2280
2412
Темп роста тарифа к уровню 2016
года, %
6,3
10,8
13,7
20,7
28,3
Тариф на тепловую энергию (руб. /
Гкал
2134
2326
2489
2713
2930
Темп роста тарифа к уровню 2016
года, %
12,0
22,1
30,6
42,4
53,8
Далее были рассчитаны расходы по инвестиционному проекту. В
соответствии со ст. 253 Налогового кодекса, расходы, связанные с производством
и реализацией продукции подразделяются на: материальные расходы, расходы на
оплату труда, суммы начисленной амортизации, прочие расходы. Расходы
подразделяются на прямые и косвенные.
Таким образом, расходы, связанные с производством электроэнергии тепла
на вновь сооружаемой электростанции, включают следующие составляющие:
Прямые расходы:
1) топливо;
2) сырье и материалы.
Косвенные расходы:
3) ремонт основных средств;
4) оплата труда;
5) амортизация основных средств;
6) другие расходы, связанные с производством.
Затраты на сырье и материалы включают плату за воду, плату за выбросы
вредных веществ и т.п., платежи за смазочные материалы, трансформаторное и
турбинное масла и изоляцию учтены в затратах на ремонтно-техническое
обслуживание.
Расчеты интегральных показателей эффективности инвестиций
выполняются на основе дисконтированных потоков наличности,
представляющих притоки наличности (поступления денежных средств) и оттоки
наличности (выплаты денежных средств) в процессе реализации проекта.
Результаты для принятых схем финансирования представлены в таблице 9.
62
Таблица 7
Основные финансово – экономические показатели инвестиционного
проекта по реконструкции Николаевской ТЭЦ
Основные параметры
Ед.
измер.
Этап 1
Этап 2
Проект в
целом
Всего финансовые ресурсы для
финансирования
инвестиционного проекта, в том
числе:
Тыс. руб.
681 327
1 001
016
1 682 343
- собственные средства
Тыс. руб.
152 640
215 000
215 000
- долгосрочные банковские
кредиты
378 678
440 000
818 678
- средства бюджетов различных
уровней
Тыс. руб.
150 000
80 000
230 000
- частные инвестиции
Тыс. руб.
0,0
266 016
266 016
Период окупаемости (РВ)
Мес.
26
18
28
Дисконтированный период
окупаемости (DPВ)
Мес.
31
20
30
Чистый приведенный доход
Млн руб.
5 444,1
5 485,1
10 721,7
Индекс прибыльности (PI)
9,07
6,59
9,21
Внутренняя норма
рентабельности (IRR)
%
76,86
53,8
68,97
Источник: составлено автором
Как показывают данные таблицы, на 1 этапе инвестиционного проекта по
реконструкции Николаевской ТЭЦ наибольшая часть финансовых ресурсов для
инвестирования будет привлечена за счет банковских кредитов. При этом в
условиях нестабильности финансово – экономической ситуации гарантом по
кредиту выступит Правительство Хабаровского края.
Структура источников финансовых ресурсов для реализации
инвестиционного проекта реконструкции Николаевской ТЭЦ представлена на
рисунке 4.