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

Исходный портфель инвестиционных проектов ОАО «Мосэнерго» сформирован на основании следующих материалов :

«Предложения по энергетической программе развития Московского региона до 2020 г», М., 1999

«График разработки инвестиционных намерений и технико-экономических показателей строительства объектов АО МОСЭНЕРГО», М., 2001.

Постановление Правительства Москвы № 3-ПП от 13.01.2004 «О развитии генерирующих мощностей в городе Москве».

Квартальные и годовые отчеты ОАО «Мосэнерго» 2001-2004 гг.

Проектные материалы института Мосэнергопроект.

Прочие нормативные и аналитические материалы [53, 115,120]

Сформированный на основе указанных материалов портфель инвестиционных проектов с учетом приведенных в проектных материалах сроков начала реализации проектов и их основных характеристик, принят за базовый вариант реализации инвестиционной программы.

Оценка эффективности инвестиционных проектов в базовом варианте проведена с учетом следующих экономических условий:

тариф на электроэнергию (трансфертная цена на генерацию) в 2006 г.

тариф на теплоэнергию принят на уровне 3 82,8 руб. /Гкал;

цена газа в 2006 г. для г. Москва в соответствии с [62] составит 1220,7 руб./тыс. м3.

Налоговое окружение соответствует действующим в 2005 г. ставкам налогов (табл. 3.6).

Таблица 3.6\r\nСтавки налогов, %:\r\nналог на добавленную стоимость (НДС) 18\r\nналог, на прибыль 24\r\nналог на имущество 2,2\r\nЕдиный социальный налог, %: 26\r\nв т.ч. пенсионный фонд РФ 20\r\nфонд социального страхования 2,8\r\nфонд обязательного медицинского страхования 3,2\r\nСтавки налогов

Ставка дисконтирования принята в расчетах на уровне 14%.

Расчеты по оценке эффективности инвестиционных проектов проводились по программе «ENERGY INVEST», разработанной НЦПИ (Научный Центр Прикладных Исследований) в соответствии с алгоритмами, приведенными в [48].

Основные исходные параметры проектов и результаты оценки эффективности инвестиционных проектов в базовом варианте

Таблица 3.7.\r\n№ Номер ТЭЦ Техника Год начала рсалцзщ ни Год ВВОД! в

Эксллуата Ц Мощность злектричс

екая ввод^прир ост, МВт Мащнаст

ь

тепловая ввад^лрир ост Orciytt

элестроэнер ГНН, млн.

Гквл Капвложения Удельный расход Кол- во чел. Производстве издержки,

Млн. Py€v в

ценах на начало 2006 Эффективность\r\n Млн. Руб, в ценах на начало 2006 Удельи

ые., долл/кВ т На

э/з Нат/э вид, % ЧДЦ, шн. руб срок акупае мостн\r\n1 ТЭЦ-20 Замена т/а №10 типа Т-100/130 на т/а типа Т-110/120-130-5 2008 2009 110 180 577,39 0,666 762,0 238,87 236,2 166,4 90 24,007 27,68 688,25 4\r\n2 ТЭЦ-21 Замена т/а №6 типаТ-] 00/130 на т/а типа Т-110/130 2006 2007 110 180 653,51 0,504 762,0 238,87 217 165,8 90 34,0115 26,9 648,16 4\r\n3 ТЭЦ-23 Замена т/а ст. №3 типа Т-100/130 на т/а типа Т-1J 0/120-130-5 2006 2007 110 180 647,08 0,900 762,0 238,87 248,6 165,4 90 36,33 32,49 938,03 3\r\nЛ ТЭЦ-23 Замена т/а ст. №4 типа Т-100/130 на г/а типа Т-110/120-130-5 2007 2008 110 ISO 647,08 0,900 762,0 238,87 248,6 165,4 90 36,33 32,49 938,03 3\r\n5 ТЭЦ-22 Замена т/а ст.№ 9 типа Т-250/300-240 на турбины типа Т-265/306-240 2011 2012 260 360 1562,07 1,584 1336,28 177,23 243,8 167,8 200 109,13 36,36 2006,94 3\r\nб ТЭЦ-22 Замена т/а ст.№ 10 типа T-25Q/300-240 на турбины типа Т-265/305-240 2013 2014 260 360 1562,07 1,584 1336,28 177,23 243,8 167,8 200 109,13 36,36 2006,94 3\r\n7 ТЭЦ-25 Замена турбоагрегата типа ПТ-60-130/13 ст, №1 на новый типа ПТ-80/100-130/13 2011 2012 ?0 ш 427,16 0,583 799,77 344,73 226,1 168,5 50 25,638 21,22 376,77 5\r\n8 ТЭЦ-25 Замен а тур боагре гагга типа ПТ-60-130/13 ст. Кй на новый типа ПТ-80/100-130/13 2016 2017 80 188 427,16 0,583 799,77 344,73 226,1 168,5 50 25,638 21,22 376,77 5\r\n9 ТЭЦ-25 Ввод нового котла КВШ-180 ст. №13. 2006 2007 0 180 0 0,288 493,19 - 0 168,5 5 3,54 8,07 -179,92 11\r\n10 ТЭЦ-25 Установка детандер-генератора ТГУ-11 2006 2007 11,5 - 68,45 0 98,086 294,11 - - - 13,046 19,08 25,12 , 5\r\nИ ТЭЦ-27 Установка детандер-генератора ТГУ-11 2007 200S 11,5 - 68,45 0 98,086 294,11 - - - 13,046 19,08 25,12 5\r\n12 ТЭЦ-17 Установка нового т/а ст. К» 7 типа ПТ-80- 1QQ/130-13 и 2-х новых котлов типа БКЗ-220- 1 \'0 ГМ ст.

1011 Г. .E1Q- 320. 80 188 348,00 0,94 1- й год- 1332,95

й год -1399,5 98

й год-1266,303 1720,0 263,2 178,6 60 62,67 2,13 -2326,16 24\r\n13 ТЭЦ-21 Ввод турбины Т-265/306-240 (расширение станции) 2008 2010 265 360 1584,70 1,008 1- й год - I9S>9,425

й год-2218,02? 548,79 243,8 167,8 200 76,886 9,28 -1210,86 11\r\n14 ТЭЦ-27 Строительство ПГУ-450 2008 2010 450 900 3307,50 3,600 1- й год-3409,56

й гсд -5336,1

й год - 3854,34 965,52 181 155 300 105,71 9,04 -3303,63 И\r\n15 ТЭЦ-27 Строительство ПГУ-450 2006 2008 450 900 3307,50 3,600 1-й год-3409,56 1-й год - 5336,1 3-й год-3854,34 965,52 181 155 300 105,71 9,04 -3303,63 11\r\n16 ТЭЦ-27 Строительство 3-го блока на основе двух ПГУ-170Т и водогрейного котла КВГМ-Ш. 2006 2008 ЗОЕ,6 750 2245,07 3,000 1- й год- 1334

й год-2088

й год -1508 382,37 182,7 153,3 94 218,892 16,27 661,17 7\r\n17 ТЭЦ-27 Строительство 3-го блока на основе турбины Т-265. 2006 2008 265 360 1584,70 1,368 1- й год— 1999,43

й год-2218,03 548,79 243,8 167,8 96 76,96 10,98 -789,06 10\r\n

В условиях неопределенности ценовой политики на топливно- энергетические ресурсы весьма проблематично получить достоверный прогноз показателей окружения проекта (тарифы, цены, инфляция) в динамике на десятки лет вперед. Учет инфляции в подобной ситуации может внести большую погрешность в проводимые расчеты, чем расчет в постоянных ценах. В связи с этим, оценка эффективности проектов и последующее формирование инвестиционной программы в большинстве сценариев проводилось в постоянных ценах 2006 года без учета инфляции.

Основные технико-экономические характеристики осуществляемых проектов, а также показатели эффективности при оценке проектов в базовом варианте приведены в табл. 3.7. На данном этапе оценки целесообразно прекратить рассмотрение проекта № 12, характеризующегося чрезвычайно низкой эффективностью инвестиций (NPV = -2326,16 млн. руб, IRR = 2,13%).