Учет неопределенности и уисков реализации проектов

На первом этапе на основе анализа чувствительности были определены ключевые риск-переменные, т.е.

Размер капиталовложений в проект, млн. • Численность промышленно -

руб производственного персонала, чел,

Тариф на электроэнергию, коп/кВтч • Средняя заработная плата, руб./мес.

Число часов использования электрической

мощегости, час • Производственные издержки, млн. руб/год

Расход электроэнергии на собственные

нужды, % • Параметры налогового окружения:

Число часов использования тепловой

мощности, час • Ставка НДС, %

Тариф на теплоэнерппо, руб/ Гкал • Ставка налога на прибыль, %

Средняя норма амортизации оборудования,

% * Ставка налога на имущество, %

Цена топлива, руб/тут • Единый социальный налог, %

Каждый из указанных выше исходных параметров проектов увеличивался на 20% и оценивалось соответствующее изменение NPV в процентном выражении. На рис. 3.4. показан полученный таким образом рейтинг эластичностей (tornado diagram) NPV ; темным цветом выделены факторы, изменение которых в наибольшей степени влияет на показатели эффективности, а именно:

Размер капиталовложений в проект, млн. руб

Тариф на электроэнергию, коп/кВтч

Число часов использования электрической мощности, час

Число часов использования тепловой мощности, час

Тариф на теплоэнергию, руб/ Гкал

Цена топлива, руб/тут

Капиталовложения, млн. руб

56

Тариф на электроэнергию, руб/кВт ч Число часов использ-я электр.

-150,00 -100,00 -50,00 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00

Рис. 3.4. Влияние исходных параметров на результирующие показатели проекта (NPV), в % от первоначального значения (tornado diagram, рейтинг эластичностей)

Указанные факторы выбираются в качестве риск-переменных проектов, все остальные параметры проектов принимаются постоянными.

На втором этапе анализа рисков для выделенных риск-переменных задавались законы распределения и их параметры.

• В условиях развитой рыночной экономики и электроэнергетического рынка параметры законов распределения для ценовых переменных (цены на энергию и топливо) задаются на основе соответствующей статистической информации (см. пример использования Energy Information Administration данных биржевого рынка при имитационном моделировании — глава 2.2). В силу неразвитости конкурентного рынка электроэнергии в России и, следовательно, отсутствия соответствующей статистической информации, законы распределения вероятностей изменения риск-переменных и их параметры выбраны на основе экспертных оценок (табл. 3.8.).

Таблица 3.8.\r\nПоказатель Варьир. в % от Нижняя граница Верхняя граница\r\n средней величины диапазона диапазона\r\nТариф на электроэнергию, коп/кВт ч ±20% 43,256 64,884\r\nТариф на теплоэнергию, руб/Гкал ±10% 344,52 421,08\r\nЦена топлива, руб/тут ±30% 749,553 1392,027\r\nДиапазон изменения риск-переменных, имеющих ценовой характер

• Диапазон числа часов использования установленной электрической и тепловой мощности может задаваться на основе результатов моделирования работы ЕЭС, а также, в случае отсутствия подобной информации, в рамках технологически возможных параметров.

• Диапазон капиталовложений в проект варьировался на основе учета средних значений капиталовложений, заданных в [62] и приведенных в главе 1.1. настоящей работы. Так, для проектов замены паровой турбины Т-110, Т-265 и ПТ-80, заданный проектный уровень капитальных вложений (соответственно примерно 247, 183 и 360 долл./кВт) несколько ниже приводимого в [62] диапазона. Поэтому за нижнюю границу диапазона принимался проектный уровень капитальных вложений, за верхнюю границу диапазона принималось среднее значение уровня капиталовложений в [62] по категории «ТЭЦ. Топливо

газ. Оборудование - Т-100, 50-130 и ПТ-80, 60-130. Тип обновления - установка модернизированного оборудования», составляющее около 440 долл./кВт.

Для оценки диапазона капиталовложений в новое строительство учитывались особенности сооружаемого оборудования:

отечественное/зарубежное оборудование, экспериментальная установка/широко используемая технология.

Для проекта строительства ПГУ-450 (включающего установку двух газовых турбин V94.2 фирмы Siemens) и характеризующегося высоким уровнем капиталовложений (примерно 1000 долл./кВт), был принят следующий диапазон: минимальное значение: около 730 долл./кВт (среднее значение, заданное в [62] по категории «Теплофикационное оборудование. Топливо - газ. Строительство новых ТЭС. ПГУ»); максимальное значение: 1300 долл./кВт (соответствует уровню капиталовложений в проекты развития генерирующих мощностей Правительства Москвы для аналогичного оборудования).

Для проекта строительства ПГУ-170 на основе газотурбинного двигателя ГТД-110 производства АО «Рыбинские моторы», являющегося экспериментальным оборудованием, минимальный уровень капиталовложений принят на уровне проектного (примерно 500 долл./кВт), максимальный уровень

на основе [62] (730 долл./кВт).

Для прочих проектов (строительство котла КВГМ-180, детандер- генераторных установок), а также строительства нового блока на основе паровой турбины Т-265 в силу отсутствия оценочной информации по проектам-аналогам диапазон капиталовложений принимался в ±30% от проектной величины.

Для всех перечисленных переменных принималось равномерное распределение.

Таблица 3.9.

Заданные значения законов распределения и их параметров для «входных»

показателей модели\r\n№ Номер ТЭЦ Тнп вводимого .

э/эггерг Тариф на

т/энерг\r\n1 ТЭЦ-20 Т-110/120-130-5,

замена (2008) 5773 Min 497,75 Мах 696,8 666,00 Min 540,00 Мах 900,00 762 Min 762 Max I 358,5 + + + ¦\r\n2 ТЭЦ-21 Т-110/130, замена (2006) 653,51 Min 502,7 Мах 703,78 504,00 Min 504,00 Мах 900,00 762 Mio 762

Мах 1 358,5 + + +\r\n3 ТЭЦ-2Э Т-110/120-130-5, замена (2006) 6+7,07 Min 497.75 Мах 696,85 900,00 Min 540,00 Мах 900,00 762 Min 762 Мах 1 358,5 + + + ¦\r\n4 ТЭЦ-23 Т-110/120-130-5, замена (2007) 647,07 Min 497,75 Мах 696,85 900,00 Min 540,00 Мах 900,00 762 Min 762 Мах 1 358,5 + +¦ +\r\n5 ТЭЦ-22 Т-265/306-240, замена (2011) 1562,06 Min 1201,59 Мах 1682,22 1584,00 Min 1080,00 Мах 1800,00 1336,23 Min 1 336,28 Мах 3 210,43 + + +\r\n6 ТЭЦ-22 Т-265/306-240, замена (2013) 1562,06 Min 1201,59 Мах 1632,22 1584,00 Min 1030,00 Мах 1800,00 1336,28 Mid 1 336,28\' Мах 3 210,43 + +\r\n7 ТЭЦ-25 ПТ-80/100-130/13, замена (2011) 427,16 Min 362 Мах 506,8 582,80 Min 564,00 Мах 940,00 799,77 Min 799,77 Мах 1176,00 + + +\r\n8 ТЭЦ-25 ПТ-80/100-130/13, замена (2016) 427,16 Min 362 Мах 506,8 582,80 Min 564,00 Мах 940,00 799,77 Min 799,77 Мах 1 176,00 + + \r\n9 ТЭЦ-25 КВГМ-180, новое <пр-во (2006) - 288,00 Min 180,00 Мах 288,00 493,19 Min 345,233 Mai 641,147 + - +\r\n10 ТЭЦ-25 Установка ДГА (2006) 68,448 Min 57,04 Мах 79,86 - - 98,09 Min 68,660 Max 127,51 - + -\r\n11 ТЭЦ-27 Установка ДГА (2007) 68,448 Min 57,04 Мах 79,86 - - 98,09 Min 63,660 Max 127,51 - + -\r\n13 ТЭЦ-21 Т-265/306-240, новое стр-во (2008) 1584,7 Min 1219,0: Мах 1706,6 1008,00 Mill 1008,0 Мах 1800,0 1-й гг

1999,43 Min 1 399,6 Ma* 2 599,3 + + +\r\n 2-И г:

2218,03 Min 1 552,62 Ma* 2 833,44 \r\n14 ТЭЦ-27 ПГУ-450, новое стр- во (2006) 3307,5 Min 3087,0 Мах 3572,1 3600,0 Min 3240,0 Мах 4590,0 1-й год 3409,56 Min 2 483,93 Max 4 432,43 + + +\r\n 2-й год 5336,1 Min 3 895,35 Max 6 936,93 \r\n 3-й год 3854,34 Mio 2 813,67 Max 5 010,64 \r\n15 ТЭЦ-27 ПГУ-450, новое стр- во (2008) 3307,5 Min 3087,0 Мах 3572,1 3600,0 Min 3240,0. Мах 4590,0 1-й год 3409,56 Min 1488,93 Max 4 432,43 + + +\r\n 2-й год 5336,1 Mm 3 895,35 Max 6 936,93 \r\n 3-й год 3854,34 Min 2 813,67 Max 5 010,64 \r\n16 ТЭЦ-27 2х ПГУ-170Т, КВГМ-180, новое

стр-во (2006) 2245,07 Mill 209539 Мах 2424,67 3000,0 Min 2700,0 Мах 3825,0 1-й г: 1334 Min 1334 Max 1 948 + + +\r\n 2-й г:

2088 Min 2 088 Mai 3 048,48 \r\n 3-й г: 1508 Min 1 508 Max 2 201,68 \r\n17 ТЭЦ-27 Т-265, новое стр-во (2006) 1584,7 Min 1219,0

Мах 1706,6 1368,0 Min 1080,0 Мах 1800,0 1-й г:

1999,43 Min 1 399,6 Max 2 599,3 + + +\r\n 2-й г: 2218,03 Min 1 552,62 Max 2 883,44 \r\nВ табл.

На третьем этапе по каждому проекту было проведено 1000 симуляций. Оценивались два результирующих показателя: внутренняя норма доходности (IRR) и чистый дисконтированный доход (NPV).

Полностью результаты проведенных симуляций с построением гистограммы вероятностей результирующих показателей и статистикой (вычислением значений средней, стандартной ошибки, медианы, моды, дисперсии выборки) приведены в приложении 4.

Принятие инвестиционных решений может 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 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. (рис. 3.5.) Это говорит о целесообразности осторожного инвестирования в проект 3, необходимости рассмотрения комплекса мер по снижению рисков проекта.

Результаты симуляции ло методу Монте-Карло для NPV

1238,19

Результаты симуляции ло методу Монте-Карло для NPV

566,75

Ч-ДД

дд1

ssas5SSfS3SssBS

3 S S * ? « i s в я" f S 3 8 8

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 NPV = 376.77 Среднее значение NPV = 402,01

Рис.

Результаты анализа рисков проектов

Таблица 3.10.\r\n№ Номер ТЭЦ Тип вводимого оборудования, тип обновления: замена/новое стр-во (год начала реал таи проекта) Д етермш шрованн ые показатели эффективности Вероятность NPV Вероятность IRR VAR 5% NPV VAR 5% 1RR\r\n Боль шеЮ Боль ше 12 Больш е 14 Боль ше 16 Боль ше 18 Боль ше 20 Боль ше 25 Боль шеЗО \r\n >0, % >200, % >500, % >800, % >1000, % \r\n NPV,

млн

руб IRR,

% \r\n1 ТЭЦ-20 Т-11СШ0-130-5, замша (2008) 688,25 27,68 89,7 75,7 50,5 24,5 11,9 98,0 95,5 89,7 79,2 69,8 57,6 29,4 12,7 -135,07 12,25\r\n2 ТЭЦ-21 Т-110/130, замена (2006) 648,16 26,9 89,9 76,6 51,5 25,4 13,0 98,3 95,8 89,8 79,7 70,0 58,3 30,1 12,9 -116,35 12,42\r\n3 ТЭЦ-23 Т-110/120 -130-5, замена (2006) 938,03 32,49 82,3 68,1 40,6 17,8 8,0 95,9 91,7 82,3 73,4 60,7 48,8 22,0 7,9 -247,71 10,61\r\n4 ТЭЦ-23 Т-110/120 -130-5, замена (2007) 938,03 32,49 82,3 68,1 40,6 17,8 8,0 95,9 91,7 82,3 73,4 60,7 48,8 22,0 7,9 -247,71 10,61\r\n5 ТЭЦ-22 Т-265/306-240, замена (2011) 2006,94 36,36 78,7 73,1 62,5 50,3 43,7 94,5 87,5 78,7 69,6 57,8 47,9 25,8 13,7 -737,48 9,65\r\n6 ТЭЦ-22 Т-265/306-240, замена (2013) 2006,94 36,36 78,7 73,1 62,5 50,3 43,7 94,5 87,5 78,7 69,6 57,8 47,9 25,8 13,7 -737,48 9,65\r\n7 ТЭЦ-25 ПТ-80/100-130/13, замена (2011) 376,77 21,22 88,8 71,2 38,2 12,1 3,6 98,6 95,1 88,8 78,0 65,6 51,1 19,6 5,1 -129,81 12,14\r\nS ТЭЦ-25 ПТ-80/100-130/13, замена (2016) 376,77 21,22 88,8 71,2 38,2 12,1 3,6 98,6 95,1 88,8 78,0 65,6 51,1 19,6 5,1 -129,81 12,14\r\n9 ТЭЦ-25 КВГМ-180, новое стр-во (2006) -179,92 8,07 0,6 0 0 0 0 9,4 3,1 0,6 0,1 0 0 0 0 -412,09 1,72\r\n10 ТЭЦ-25 Установка ДГА (2006) 25,12 19,08 80,7 0 0 0 0 96,4 90,0 80,7 68,6 53,5 39,3 15,6 2,0 -16,39 10,48.\r\n11 ТЭЦ-27 Установка ДГА (2007) 25,12 19,08 80,7 0 0 0 0 96,4 90,0 80,7 68,6 53,5 39,3 15,6 2,0 -1639 10,48\r\n13 ТЭЦ-21 Т-265/306-240, новое стр-во (2008) -1210,86 9,28 17,4 13,3 7,4 4,0 2,8 51,7 32,5 17,4 7,6 3,3 1,2 0 0 -2687,77 4,64\r\n14 ТЭЦ-27 ППМ50, новое стр-во (2006) -3303,63 9,04 7,5 5,9 4,1 3,1 2,7 42,2 20,2 7,5 2,3 0,1 0 0 0 -6848,43 4,99\r\n15 ТЭЦ-27 ПГУ-450, новое стр-во (2008) -3303,63 9,04 7,5 5,9 4,1 3,1 2,7 42,2 20,2 7,5 2,3 0,1 0 0 0 -6848,43 4,99\r\n16 ТЭЦ-27 2х ПГУ-170Т, КВГМ-180, новое стр-во (2006) 661,17 16,27 57,4 49,6 39,5 29,9 24,6 92,3 77,5 57,4 33,6 15,9 5,3 0 0 -1588,60 9,25\r\n17 ТЭЦ-27 Т-265, новое стр-во (2006) -789,06 10,98 19,9 15,9 9,7 4,8 3,3 56,0 37,0 19,9 9,8 3,9 1.6 0 0 -2582,24 5,15\r\n

Важным измерителем интегральной рискованности проекта является также показатель вероятности реализации неэффективного проекта. Вероятность реализации неэффективного проекта рассчитывается как:

ш

p(NPV < 0) = — п

где m - число отрицательных значений NPV в полученной результирующей выборке

п - число проведенных имитационных экспериментов (размер выборки).

Вероятность достижения проектом установленных значений NPV и IRR (например, NPV < 500 млн. руб. или IRR < 16%) рассчитывается аналогичным образом.

Кроме того, были рассчитаны значения показателя Value at Risk (VAR) для NPV и IRR, определяющие определяющий минимальный уровень эффективности проекта с заданной вероятностью (95%), т.е. с большой долей вероятности можно сказать, что показатели эффективности инвестиционного проекта NPV и IRR не снизятся ниже показателя VAR.

Основные характеристики рисков проектов приведены в табл. ЗЛО.

В условиях сложившегося дефицита энергии и мощности в Московском регионе все рассмотренные проекты используются в качестве исходных данных для работы модели. Проведенный анализ соответствует блоку 3 («Блок подготовки инвестиционных проектов») алгоритма инвестиционного планирования, приведенного в главе 2.1.