"Капкан" для новой мощности

Рубрика:

Инвестиции

 

Авторы

Сычев Максим, эксперт в области инвестиционного анализа в электроэнергетике

 

    "Капкан" для новой мощности
    - Доктор, я буду жить?
    - А смысл?..
    Первый аукцион по продаже новой мощности, проведенный летом 2008 г., вышел КОМом1, второй - тоже. Но в наши цели не входит анализ того, что было соблюдено, а что нет, в технологии приготовления данного блюда, мы поставили перед собой задачу предложить рецепт экономически обоснованной оценки заявок по оплате мощности энергетических объектов, вводимых в эксплуатацию по-сле 2007 г.
    Какая именно логика вычислений и дальнейшего изменения платы будет положена в основу методики расчета?
    Данная тема обсуждается потребителями и производителями электроэнергии уже достаточно долго. Как показывает опыт ведущих консалтинговых компаний, в частно-сти McKinsey&Company, BCG, Stern Stewart&Co. и других, экономиче-ски обоснованные решения не так уж сложно найти.
    Какой проект считается инвестиционно привлекательным? Согласно широко известной теории - это проект с неотрицательным чистым приведенным доходом (NPV). Иными словами, проект с внутренней нормой доходности (IRR), не меньше требуемой инвестором доходности или средневзвешенной стоимости капитала (WACC). Последнюю можно интерпретировать как минимальную плату за риск полной утраты вложений в проект. Но даже для одного проекта существует бесконечное множество сценариев платы за мощность при такой логике. Как сузить рамки?
    Какие факторы риска или неопределенности формируют требуемую доходность? Страновые, отраслевые, рыночные и другие. Если, например, рынок временно становится регулируемым (когда цены формируются не на основании пересечения кривых спроса и предложения), то в данном периоде инвестор будет рассчитывать на "временную" доходность, не уступающую IRR при отсутствии регулирования, поскольку в противном случае нерегулируемый остаток срока жизни проекта должен будет покрыть гарантированный экономиче-ский убыток, полученный в течение периода регулирования. Это проиллюстрировано на рисунках 1 и 2.
    Инвестор соотносит доходность с величиной инвестированного капитала как на полный срок проекта - IRR, так и на часть срока - с "усредненной" рентабельностью инвестированного капитала3 (ROIC).
    Какой должна быть плата за мощность, зафиксированная на один год, чтобы обеспечить ROIC, равную требуемой инвестором доходности и IRR проекта? Как связаны эти величины? В общем виде для периода t полные экономически обоснованные доходы и расходы компании, состоящей из одного генерирующего актива, представляют собой:

    Вырмощt + Вырэ/эt = УПсt + УПрt + Налt + (КапВлкомпаунд - Sti = 1 Амi + ОКt) Ч rt , (1)
    где Вырмощt - выручка от продажи мощности; Вырэ/эt - выручка от продажи электроэнергии; УПсt - условно-постоянные затраты; УПрt - условно-переменные затраты; Налt - налог на прибыль; (КапВлкомпаунд - Sti = 1 Амi + ОКt) - инвестированный (IC) или задей-ствованный капитал (CE); rt - требуемая доходность (например процент по кредиту); КапВлкомпаунд - изначальные капвложения, "пересчитанные" на начало эксплуатации оборудования; Sti = 1 Амi - накопленная амортизация; ОКt - оборотный капитал.

    Аналогичные принципы изложены в методологии RAB4 для сетевых компаний. Возникает ситуация, при которой добавленная экономическая стоимость (EVAR5) равна нулю, что легко подтверждается арифметическими преобразованиями. Чистая операционная прибыль данного года позволяет не более чем расплатиться с поставщиками капитала - соб-ственниками и кредиторами:

    ЧОПt - ИК Ч rt = 0 = EVAt (2)

    Из выражения (1) можно выве-сти формулу платы за мощность как функцию от остальных переменных. При условии фиксирования платы отдельно на каждый год и непротиворечивости прогноза переменных расчет показал, что для ПГУ-400 с вводом в 2009 г. будет наблюдаться тренд, обозначенный на рисунке 3 синим цветом.
    В общем случае ОКt в реальных выражениях почти не меняется, а чистые основные средства сокращаются, что и объясняет динамику. Наиболее значимым минусом данного сценария выглядит то, что потребителям приходится нести неприемлемо высокую финансовую нагрузку, максимальную в первый год эксплуатации ПГУ. Поэтому логика движения из года в год по убывающей, при всей ее обоснованности, едва ли реалистична.
    Но если для мощности будет фиксироваться плата на каждый год в иной логике - худшей, чем описана трендом, т. е. с "гарантированными" текущими убытками, - то инвестору должны быть обеспечены доходы, покрывающие убытки в будущем. В противном случае бизнес-сообщество получает явный сигнал о недостижимости минимально приемлемой доходности в проектах строительства новой мощности, в том числе обязательной к вводу в эксплуатацию в соответствии с Договорами о предоставлении мощности.
    Как двигаться дальше?
    Методология расчета должна основываться на сочетании методов EVA и дисконтированных денежных потоков (DCF). Терминальная (остаточная) стоимость - приниматься равной нулю. Нами при расчетах срок строительства блока был принят равным 3 годам, срок эксплуатации - 25 годам при предположении, что по истечении данного периода текущие технологии производ-ства электроэнергии исчерпают себя, а полностью амортизированный актив будет обладать нулевой рыночной стоимостью и ликвидностью. При этом вероятность обязательств по демонтажу не учитывалась.
    Все рассмотренные ниже сценарии включают условие достижения доходности, равной затратам на капитал, т. е. IRR равна WACC, NPV - нулю, дисконтированный срок окупаемости - 25 годам.
    При фиксировании платы за мощность на несколько лет будет наблюдаться иной тренд (на рисунке 3 он обозначен зеленым цветом).
    На данном отрезке достигается требуемая доходность на вложенный капитал. В течение первых трех лет величина EVA сначала имеет отрицательное значение, затем положительное и в сумме в дисконтированном выражении равна нулю:

    S3i = 1 (Вырмощt + Вырэ/эt)/(1+ r)t = S3i = 1 (УПсt + УПрt + Налt + (КапВлкомпаунд - Sti = 1 Амi + ОКt) Ч rt)/(1 + r)t (3)

    Аналогично рассчитывается прогнозная плата при последовательном ее фиксировании на периодах разной продолжительности (на рисунке 4 данная "константа" обозначена желтым цветом).
    Если экономически обоснованная плата для энергоблока устанавливается как отдельная "константа" на протяжении каждого отдельного периода, меньшего, чем срок эксплуатации, то, как показано на рисунке 4, приведенные графики являются отражением изменения "степени дискретизации" платы за мощность, начиная с 25 лет (синим), заканчивая 1 годом (красным). Чем дольше период, в течение которого применяется "константа", тем меньшая финансовая нагрузка ложится на по-требителя в первые периоды и тем большая - в последующие. Таким образом, для потребителя наиболее приемлем путь с минимальным количеством "ступеней" по горизонтальной линии, а для генератора, наоборот, движение по нисходящей кривой.
    На сколько лет фиксировать плату?
    "Константа" на 25 лет означает наивысшую, неприемлемо высокую нагрузку на производителя (на рисунке 4 - красным цветом).
    В чем критичность ситуации? В среднем более 5 лет с момента ввода или 8 лет с начала строительства компания не сможет выполнять обязательства по оплате инвестированного капитала - выплачивать проценты и дивиденды согласно WACC. Срок окупаемости проекта составит более 10 лет.
    Эталонная модель6, разработанная при написании статьи, не дает ответа (так же, как и любая модель) на вопрос, какое конкретное значение платы за мощность является идеально точным. Ценность модели заключается в предлагаемой методике определения интервала значений для фиксированной платы, что должно привести к выбору наиболее оптимальной величины с учетом множества факторов. При этом использование единых входных параметров не только избавит от необходимости рассматривать каждый частный случай строительства, но и позволит инвесторам ставить перед собой цель снижения капитальных и текущих затрат на осуществление проекта.
    Точность прогноза переменных априори не может быть идеальной. Поэтому плата, заданная на интервале как "константа", потребует ежегодной корректировки, чем и объясняется употребление кавычек. Для этого должны как сопоставляться достигнутые значения с планируемыми, так и корректироваться прогнозы в целом с учетом наблюдаемой ситуации.
    Участникам рынка важно ежегодно находить консенсус по прогнозу всех параметров выражения (1). Особо значима WACC, ее оценка и прогноз. Рамки статьи не дают возможности в достаточной степени описать специфику данной величины. По мнению авторов, она должна отражать ситуацию на рынке капитала в отдельно взятый год проекта. Иначе говоря, для более точного расчета платы величину WACC надо сделать "плавающей".
    Итак, общий алгоритм методики, по нашему мнению, должен состоять из: 1) выстраивания общей логики модели на базе предварительных параметров; 2) приятия согласованного прогноза параметров; 3) ежегодной корректировки текущих значений платы и прогноза.
    В заключение отметим, что, несмотря на относительную новизну подобного подхода при оценке стоимости мощности генерирующих компаний, задача имеет решение. И оптимальным оно окажется в том случае, если и для инвесторов, и для потребителей порядок определения оплаты мощности станет понятным и прозрачным; на основе вышеуказанных принципов получится достичь баланса интересов сторон как в части величины оплаты мощности, так и в способе разнесения платежей во времени; будут установлены единые "эталонные" параметры модели при возможности их периодического пересмотра с учетом фактических значений переменных.
    Чтобы новая мощность не пострадала в "капкане", необходимо наличие экономически обоснованных стимулов для замещения исчерпавшего ресурс оборудования и покрытия роста спроса. Только в этом случае экономика страны сможет развиваться за счет частных инвестиций в электроэнергетику.