К.т.н. Ю.Г. Мунц, доцент кафедры систем управления энергетикой и промышленными предприятиями ФГАОУ ВПО «Уральский Федеральный университет», г. Екатеринбург
Рассмотрим на конкретном примере, какое влияние на конечный тариф для потребителей тепловой энергии оказывают различные методы учета в тарифах схем возврата инвестиций на энергосберегающие проекты, осуществляемые теплогенерирующей организацией.
Компания N, работающая в одном из муниципальных образований Свердловской области, и эксплуатирующая крупную котельную установленной мощностью 30 МВт, разработала инвестиционную программу, целью которой является осуществление энергосберегающего проекта монтажа системы вакуумной деаэрации с выводом из эксплуатации паровых котлов.
Для функционирования существующего деаэратора в него необходимо подавать водяной пар, для чего в котельной используются паровые котлы ДКВР-10-13. После монтажа системы вакуумной деаэрации можно вывести из эксплуатации атмосферный деаэратор, паровые котлы ДКВР-10-13 и сопутствующее оборудование (питательный насос, дутьевой вентилятор, дымосос). Экономия электроэнергии оценивается в размере 296,2 тыс. кВтч в год. Капиталовложения в проектирование и монтаж вакуумной деаэрации составляют 2500 тыс. руб. без НДС (в ценах 2010 г.). Базовый тариф на электроэнергию — 2,61 руб./кВт.ч без НДС. Устанавливаемое оборудование, согласно [1], относится к пятой амортизационной группе с амортизационным периодом 7-10 лет, поэтому норма амортизации принята равной 12,5% годовых.
Анализ влияния различных методик учета возврата инвестиций в тарифе на соответствующую необходимую прибыль и конечный уровень тарифа для потребителей производился путем расчета окупаемости проекта, определения срока окупаемости методами дисконтирования и остатка непогашенных инвестиций [2, 3]. Процентная ставка принята на уровне 15% годовых, индекс цен на электроэнергию и индекс тарифов для потребителей приняты по данным прогноза Министерства экономического развития Российской Федерации [4].
Динамика абсолютной величины прибыли в руб./Гкал в тарифе на тепловую энергию в зависимости от различных методик учета возврата инвестиций приведена на рис. 1, а величина конечного тарифа на тепловую энергию по годам реализации проекта — на рис. 2.
Ниже приведем краткое обобщение результатов расчета.
Первый вариант — расчет по методике сохранения экономии затрат в структуре тарифа в полном объеме. При этом тариф для потребителей сохраняется на уровне действующего тарифа (с учетом инфляции) на период окупаемости проекта.
Для данного проекта срок окупаемости, рассчитываемый по методу суммарного чистого дисконтированного потока, а также по методу остатка непогашенных инвестиций [2, 3], и прямым методом возврата инвестированных в проект средств, с начала освоения составил 4,947 лет (с начала эксплуатации — 4 года), т.е. действующие тарифы необходимо сохранить в течение 4 лет. Прибыль в тарифе увеличивается с течением времени, что логично, т.к. из-за роста цен на электроэнергию экономия затрат в динамике будет увеличиваться. Динамика денежных потоков при расчете по данному варианту приведена на рис. 3. Некоторое несовпадение сроков окупаемости при использовании методик расчета суммарного дисконтированного денежного потока (СДДП) и прямого определения срока возврата инвестиций объясняется тем, что в расчете СДДП учитывается процентная ставка по кварталам по формуле сложных процентов, а при прямом определении срока возврата инвестиций — по формуле простых процентов — по аналогии с реальным расчетом уплаты процентов по методикам коммерческих банков.
Второй вариант — сохранение экономии затрат в структуре тарифа частично, с условием, что срок окупаемости проекта с начала эксплуатации должен быть равен амортизационному периоду оборудования (8 лет). При этом тариф для потребителей с первого года эксплуатации проекта снижается по сравнению с действующим тарифом (в сопоставимых ценах). Расчетный реализованный процент экономии, сохраненный в тарифе, составляет 48%, т.е. общая экономия затрат при этом методе распределяется между производителем и потребителем. Прибыль в тарифе так же, как и в первом варианте, увеличивается с течением времени, но конечный тариф для потребителей в течение всего рассматриваемого периода остается ниже действующего тарифа в сопоставимых ценах.
Третий вариант — расчет по методике [5] с определением постоянной инвестиционной составляющей на срок окупаемости проекта 8 лет с начала эксплуатации. В данном случае прибыль в тарифе сохраняется постоянной в течение всех 8 лет и равна 12,26 руб./Гкал.
Четвертый вариант — расчет по методике доходности инвестированного капитала. В составе прибыли учитывался доход на капитал в размере, равном принятой в проекте процентной ставке 15%, а также постоянная прибыль на возврат инвестиций. Подбор величины постоянной прибыли показал, что данная величина для достижения срока окупаемости, равного 8 лет с начала эксплуатации, превышает амортизационную составляющую на 21,5%. Это связано с инфляционными процессами, учтенными в расчете. Динамика прибыли в тарифе по данному варианту расчета также приведена на рис. 1. Очевидно, что снижение прибыли в этом варианте расчета противоречит тенденции общего роста тарифа в результате роста цен. Разнонаправленные тенденции изменения тарифа и прибыли при использовании RAB-метода приводят к необходимости так называемого «сглаживания» необходимой валовой выручки для недопущения опережающего роста цен на тепловую энергию по сравнению с действующими тарифами и установленными предельными индексами. К сожалению, используется чисто арифметическое «сглаживание»: в одном периоде часть выручки убирается, в другом — прибавляется. Такие действия носят не экономический характер, не учитывают разновременность поступления выручки, приводят к ухудшению окупаемости проекта.
Пятый вариант — расчет по методике доходности инвестированного капитала, но не на 8 лет, как в предыдущем варианте, а на 5 лет (с начала освоения мероприятий). Подбор величины постоянной прибыли показывает, что данная величина для достижения срока окупаемости, равного 4 годам с начала эксплуатации, т.е. аналогично первому варианту расчета, превышает амортизационную составляющую на 81,7%. При расчете эффективности проекта по данному варианту еще заметнее негативная для потребителей тенденция динамики тарифа на тепловую энергию: в 2012 г. необходимая величина тарифа превышает действующую величину в сопоставимых ценах, что недопустимо и приводит к необходимости «сглаживания» тарифа.
Рассматривая все варианты расчета, можно сделать вывод, что наиболее выгодным для потребителей является вариант, при котором динамика изменения тарифа и динамика изменения прибыли в тарифе совпадают, т.е. вариант сохранения экономии в составе тарифа. При использовании RAB-метода можно рекомендовать подбор схемы возврата капитала таким образом, чтобы общая величина прибыли в тарифе не уменьшалась, а увеличивалась с течением времени, т.е. сохраняла динамику изменения базового тарифа на тепловую энергию.
Литература
1. Постановление Правительства Российской Федерации № 1 от 01.01.2002 «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы» // Российская газета. № 3 от 09.01.2002.
2. Лекомцева Ю.Г. Методические особенности анализа рентабельности инвестиций в энергетику // Промышленная энергетика. 1996. № 12.
3. Мунц Ю.Г., Чазова Т.Ю. Разработка экономической части бизнес-плана инвестиционного проекта: учебно-методическое пособие. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ — УПИ, 2006. 130 с.
4. Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2011 год и плановый период 2012 и 2013 годов. Министерство экономического развития Российской Федерации.
5. Постановление Правительства Свердловской области № 744-ПП от 06.08.2004. Областная газета, № 213 от 11.08.2004.