§ 2. Учет рыночных факторов и сценарных условий развития электроэнергетики при планировании инвестиционной деятельности генерирующей компании
Электроэнергетика представляет собой единую технологически сложную систему, с непрерывным процессом производства электроэнергии и тепла, и
жесткими требованиями к соблюдению баланса производства и потребления
электроэнергии в пределах каждой замкнутой в энергетическом смысле части страны.
Возможность осуществления инвестиционных проектов строительства генерирующих мощностей в первую очередь зависит от наличия гарантированного рынка сбыта производимой электроэнергии, возможности ее реализации на рынок при условии сетевых ограничений, а также от уровня коммерческой эффективности проекта и конкурентоспособности устанавливаемой им цены по сравнению с ценами других рыночных контрагентов, К числу факторов, которые необходимо учитывать при планировании инвестиционной деятельности энергокомпании на перспективу, можно прежде всего отнести:• прогнозные уровни электропотребления и максимумов электрической нагрузки, а также ограничения межсистемных линий электропередач при передаче электроэнергии в другие регионы;
• • принятую «модель рынка» и принципы ценообразования;
• структуру участников целевого сегмента оптового рынка электроэнергии, анализ конкурентов в данном сегменте и их конкурентных преимуществ;
• прогнозные уровни цен на топливо и энергию;
• меры государственного регулирования, в частности в вопросах налогообложения, возможных мер поддержки инвестиционной деятельности, предоставления гарантий, инвестиционных налоговых кредитов.
Прогнозные уровни энергопотребления и электрических нагрузок Основой для формирования балансовых требований к инвестиционной
программе генерирующей компании являются перспективные балансы электроэнергии и мощности энергосистем. «Сценарными условиями развития электроэнергетики и холдинга РАО “ЕЭС России” на 2005-2009 гг» [62] (далее «Сценарные условия...») приводится следующий прогноз электропотребления в разрезе энергозон (ОЭС) на 2005-2009 г.г.
при двух сценариях экономического развития (табл. 1.5.).Прогноз электропотребления
осени, млрд, кВт ч [62]
Таблица 1.5.
Базовое пятилетие | Баз. 2004 | Прогноз, | Рост к 2009. в %от 2003 г, | |||||||||
1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | |||
Электропотрсблсние России - всего | 832,1 | 863,7 | 875,4 | 878,2 | 903,0 | 916,0* | 930,0 | 944,0 | 959,0 | 975,0 | 992,0 | 9,86 |
919,0 | 936,0 | 953,0 | 971,0 | 990,0 | 1012,0 | 12,07 | ||||||
Из него цектралдзовапиое элсктропотреблснне - всего, в т.ч,: | 818,4 | 850,7 | 861,9 | 864,5 | 889,4 | 902,7 | 916,3 | 930,3 | 945,2 | 961,1 | 977,9 | 9,95 |
905,6 | 922,1 | 939,1 | 957,1 | 976,0 | 997,9 | 12,20 | ||||||
Европейская часть,, из все; | 601,2 | 624,3 | 634,0 | 641,6 | 662,1 | 670,9 | 681,1 | 691,5 | 702,7 | 7143 | 727,6 | 9,89 |
673,8 | 686,6 | 699,6 | 713,6 | 728,1 | 7453 | 12,57 | ||||||
ОЭС Северо-Запада | 69,2 | 71,1 | 74,0 | 74,7 | 76,9 | 78,2 | 79,4 | 80,7 | 82,4 | 84,2 | 86,0 | 11,83 |
78,3 | 79,9 | 81,7 | 83,7 | 85,7 | 87,9 | 14,30 | ||||||
Яптарьэиерго | 2,9 | 3,0 | 3,2 | 3,3 | 3,4 | 3,5 | 3,6 | 3,6 | 3,7 | 3,8 | 3,9 | 14,71 |
3,5 | 3,6 | 3,7 | 3,8 | 3,9 | 4,0 | 17,65 | ||||||
ОЭС Центра | 216,3 | 224,0 | 226,9 | 231,2 | 239,0 | 243,0 | 247,2 | 251,7 | 256J | 261,0 | 265,7 | 11,17 |
244,4 | 250,3 | 256,1 | 262,3 | 268,3 | 275,7 | 15,36 | ||||||
ОЭС Средней Волги | 75,8 | 77,7 | 77,6 | 78,3 | 79,9 | 80,9 | 82,2 | 83,5 | 84,9 | 86,3 | 87,7 | 9,76 |
81,5 | 83,1 | 84,5 | 86,0 | 87,8 | 89,8 | 12,39 | ||||||
ОЭС Северного Кавказа | 45,2 | 46,7 | 48,0 | 48,7 | 49,8 | 50,4 | 51,2 | 51,9 | 52,7 | 53,9 | 55,1 | 10,64 |
50,4 | 51,3 | 52,3 | 53,5 | 54,8 | 56,2 | 12,85 | ||||||
ОЭС Урала | 191,8 | 201,8 | 204,4 | 205,4 | 213,3 | 214,9 | 217,5 | 220,0 | 222,7 | 225,6 | 229,2 | 7,45 |
215,7 | 218,4 | 221,4 | 224,3 | 227,5 | 231,7 | 8,63 | ||||||
ОЭС Сибири | 177,4 | 184,7 | 185,8 | 181,4 | 185,0 | 189,0 | 192,1 | 1953 | 1983 | 201,6 | 205,0 | 10,81 |
189,0 | 1923 | 1953 | 1993 | 203,1 | 207,1 | 11,95 | ||||||
Таймыршерго | 4,0 | 4,3 | 4,5 | 4,3 | 4,6 | 43 | 3,9 | 3,9 | 3,9 | 3,9 | 3,9 | -15,22 |
43 | 3,9 | 3,9 | 3,9 | 3,9 | 39 | -15,22 | ||||||
Востокэггсрго, В Т.Ч. | 35.Я | 37,4 | 373 | 37,2 | 37,6 | 38,6 | 39Д | 39,7 | 40,2 | 40,8 | 41,4 | 10,11 |
383 | 393 | 39,8 | 40,3 | 40,9 | 41.6 | 10,64 | ||||||
ОЭС Востока | 24,0 | 25,1 | 25,2 | 25,2 | 25,9 | 26,5 | 26,9 | 27,3 | 27,7 | 28,1 | 28,6 | 10,42 |
26,5 | 27,0 | 27,4 | 27,8 | 28,2 | 28,7 | 10,81 | ||||||
Изолированные узлы Востока | 11,9 | 12,3 | 12,3 | 12,0 | 11,7 | 12,0 | 12,2 | 12,4 | 12,5 | 12,7 | 12,8 | 9,40 |
12,0 | 12,3 | 12,4 | 12,5 | 12,7 | 12,8 | 9,40 | ||||||
Норильский узел | 53 | 53 | 5,9 | 5,9 | 6,0 | 6,0 | 20,00 |
Базовое пятилетие | Баз. 2004 | Прогноз | Рост к 2009, в %огг 2003 г. | |||||||||
1999 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | |||
5Л | 5,2 | 5,5 | S3 | 5,0 | 5,4 | 5,8 | 5,9 | 6.0 | 6,1 | 22,00 | ||
Децентрл лнэова иные Энергоузлы | 8,3 | 7,8 | 8,0 | 8,4 | 8,6 | 7,9 | 7,9 | 7,8 | 7,9 | 7,9 | 8,1 | -5,81 |
8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | 8,0 | -6,98 |
В числителе - сценарий пониженного мектропотребления, в зіименателе — повышенного алектропотрсбления
Анализ таблицы показывает, что наиболее интенсивно в период 2005 — 2009 гт. будет расти электропотребление ОЭС Северо-Запада, Центра и Северного Кавказа при сравнительно более медленном его росте в ОЭС Урала и
• ч,
Востока. В соответствии с этими тенденциями в планируемом пятилетии будет изменяться территориальная структура электропотребления (темпы роста электропотребления по каждому из AO-энерго ОЭС Центра в соответствии с [62] приведены в табл. 1. приложения 1).
Прогноз дефицита мощности по регионам (табл.
1.6.), а следовательно и потребности в вводах новых мощностей электростанций определяются прогнозируемым увеличением потребности в установленной мощности электростанций (табл. 3 приложения 1); принятой динамикой мощности действующих электростанций, остающейся в эксплуатации до 2009 г. (табл. 4 приложения 1); учетом пропускной способности линий электропередач между ОЭС и отдельными энергосистемами.Таблица 1.6.
Дефицит / избыток мощности при использовании мощности действующих
электростанций, тыс. кВт [62]
Без учета сетевых ограничений и перетоков между АО-энерго | С учетом сетевых ограничений и перетоков между АО-энерго | |||||||||
2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | |
Россия | 5555 | 1035 | -4033 | -9058 | -15831 | 1445 | -1777 | -6245 | -11222 | -17722 |
Запертая мощность | 4110 | 2812 | 2402 | 2164 | 1891 | |||||
Европейская часть ЕЭС | 3289 | -9 | -4091 | -8108 | -13759 | 1445 | -1777 | -5380 | -9385 | -14802 |
Запертая мощность | 1844 | 1768 | 1479 | 1277 | 1043 | |||||
ОЭС Северо-Запада | 1016 | 787 | 374 | -26 | -36 | -110 | -505 | -803 | -1079 | |
Запертая мощность | 1844 | 1768 | 1479 | 1277 | 1043 | |||||
Янтарьэнерго | -246 | -264 | -283 | -703 | -246 | -264 | -283 | -703 | ||
ОЭС Центра | -174 | -1452 | -2917 | -4487 | -7387 | -1038 | -2365 | -4487 | -7387 | |
ОЭС Средней Волги | 3121 | 2695 | 2352 | 1466 | 961 | 1009 | ||||
ОЭС Северного Кавказа | -1110 | -1410 | -1996 | -2205 | -2641 | -606 | -1239 | -1680 | ||
ОЭС Урала | 436 | -383 | -1640 | -2573 | -3953 | 436 | -383 | -1640 | -2573 | -3953 |
ОЭС Сибири | 859 | 100 | -428 | -1271 | -2138 | -428 | -1271 | -2138 | ||
Запертая мощность | 859 | 100 | ||||||||
Востокэнерго | 1407 | 944 | 486 | 321 | 66 | -437 | -566 | -782 | ||
Запертая мощность | 1407 | 944 | 923 | 887 | 848 | |||||
- ОЭС Востока | 434 | -437 | -566 | -782 | -437 | -566 | -782 | |||
Запертая мощность | 434 | |||||||||
- Изолированные узлы | 973 | 944 | 923 | 887 | 848 | |||||
Запертая мощность | 973 | 944 | 923 | 887 | 848 | |||||
{-) Дефицит, (+) избыток мощности |
• Как видно из табл. 1.6., без учета особенностей территориального размещения генерирующих источников и при отсутствии ограничений по пропускной способности межсистемных связей потребность в новой мощности при оптимистическом варианте появляется только в 2007 г., увеличиваясь к 2009 г.
до 15,8 млн.кВт, при учете сетевых ограниченийпотребность в новых вводах появляется уже в 2006 г,, и составляет в 2009 г. уже 17,7 млн. кВт. Новые мощности в период до 2009 г. требуются в большинстве ОЭС европейской части• ЕЭС, кроме ОЭС Средней Волги, однако, благодаря межсистемным связям потребность в новой мощности ряда ОЭС европейской части ЕЭС может быть снижена за счет получения мощности именно из ОЭС Средней Волги. В ОЭС Сибири и в ОЭС Востока сохраняется значительная «запертая» мощность.
Ценовые факторы
При формировании инвестиционной политики энергокомпании важна ориентация на долгосрочные (на период, как минимум, 15-20 лет) прогнозы внешних ценовых факторов. Прогнозные ориентиры, задаваемые «Сценарными
• условиями...» [62], приведены в табл. 1.7. и 1.8.
Прогноз цен топлива (рубли 2004 г./ т у.т.) [62]
Прогноз цен электроэнергии (рубли 2004 г. / МВт.ч) [62]
Таблица 1.7.
Центральный н Северо-Западный ФО | Южный ФО | Приволжс кий ФО | Уральск ий ФО | Тюме нь | Западная Сибирь | Восточная Сибирь | Дальиевос точный ФО | ||
2007 г. | газ | 1090 | 1173 | 1038 | 961 | 503 | 949 | 924: | 954 |
мазут | 1713 | 1908 | 1304 | 1347 | 1618 | 1825 | 2235 | ||
уголь | 1071 | 825 | 976 | 895 | 668 | 705 | 1022 | ||
2010 г. | газ | 1400 | 1527 | 1310 | 1196 | 920 | 1095 | 960 | 1247 |
мазут | 1675 | 1816 | 1398 | 1398 | 1524 | 1735 | 2031 | ||
уголь | 1045 | 821 | 973 | 884 | 682 | 701 | 1018 | ||
2015 г. | газ | 1423 | 1565 | 1334 | 1227 | 936 | 1125 | 964 | 1343 |
мазут | 1565 | 1690 | 1401 | 1336 | 1393 | 1598 | 1834 | ||
уголь | 941 | 899 | 875 | 793 | 657 | 635 | 964 | ||
2020 г. | газ | 1469 | 1607 | 1381 | 1277 | 966 | 1138 | 1010 | 1530 |
мазут | 1567 | 1708 | 1455 | 1372 | 1344 | 1537 | 1786 | ||
уголь | 965 | 965 | 899 | 819 | 638 | 643 | 986 |
Таблица 1.8.
2007 | 2010 | 2015 | 2020 | |
Европа | 506 | 650 | 940 | 1050 |
Сибирь | 253 | 305 | 560 | 660 |
Восток | 725 | 775 | 1080 | 1250 |
• Прогнозы цен электроэнергии, приведенные в табл. 1.8., предполагают, что в долгосрочной перспективе ценовая политика на рынке электроэнергии формируется с учетом инвестиционного фактора и определяется условиями коммерческой привлекательности вводов на обновляемых и новых электростанциях.. Представленная динамика цен на электроэнергию в целом соответствует долгосрочным ценовым параметрам Энергетической стратегии России на период до 2020 года, устанавливающей 4 - 4,5 цента/кВт-ч к 2020 г.
Целевая структура отрасли и перспективная модель рынка Целевая структура отрасли. «Концепцией Стратегии ОАО РАО "ЕЭС
России" на 2003 -2008 гг.» («5+5») [31] предполагается, что создание рыночной инфраструктуры завершится к 2006 г. и тогда же сам энергохолдинг будет ликвидирован. Реорганизация региональных энергосистем является ключевым преобразованием в отрасли, предусматривающим их разделение по видам деятельности и создание генерирующих компаний, магистральных и
• распределительных сетевых компаний, энергосбытов и ремонтных компаний. Выделенные активы будут включаться в соответствии с их видами деятельности в консолидирующие компании, которые по окончании реформирования будут представлять собой крупные горизонтально-интегрированные структуры.
В ходе реформирования создаются следующие компании, которые впоследствии будут выделены из РАО ЕЭС и станут субъектами отрасли: Федеральная сетевая компания (ФСК), Системный оператор (СО), 5
Межрегиональных сетевых компаний (МРСК), 6 тепловых оптовых генерирующих компаний (ОГК), 1 гидро-ОГК, 14 тепловых генерирующих компаний (ТГК).
Перспективная модель рынка электроэнергии и взаимодействие участников рынка показано на рис. 1.6.
Поставки энергии потребителям
---------------- > Поставки энергии
на оптовый рынок
'► Платежи
Рис 1.6. Схема торговли электроэнергией в России после 2005 - 2006 гг. [67]
Участники рынка и внутриотраслевая конкуренция
Среди наиболее важных параметров, учитываемых при прогнозировании деятельности энергокомпании на перспективу, и соответственно, оценке ее инвестиционных приоритетов, необходимо выделить конкурентоспособность других компаний-поставщиков электроэнергии на оптовом рынке, их прогнозные уровни себестоимости энергии и перспективы ввода ими новых мощностей. Конкуренция на оптовом рынке будет происходить между ТГК, ОГК, ГК АЭС, незначительной долей независимых производителей.
Территориальные генерирующие компании (ТГК) создаются на базе генерирующих активов AO-энерго, не вошедших в оптовые генерирующие компании и не входящих в состав изолированных систем. Активы, входящие в состав ТГК, объединяются по территориальному признаку при обеспечении конфигурации, не препятствующей свободному ценообразованию на оптовом рынке электроэнергии. Юридически большинство ТГК будут полностью сформированы до конца 2006 г, а в качестве новых субъектов рынка могут выступать уже в настоящий момент. Основные технико-экономические показатели сформированных ТГК (установленная мощность, удельный расход топлива на производство электро- и теплоэнергии, степень износа, уровень себестоимости производства, топливопотребление) приведены в табл. 5 приложения 1.
• Конкурентоспособность ТЭЦ и образованных ТГК на оптовом рынке электроэнергии продолжает оставаться дискуссионным вопросом. Станции, входящие в ТГК, характеризуются значительной степенью износа основных фондов, высокой себестоимостью производства электроэнергии. Однако, по мнению некоторых аналитиков, несмотря на высокий уровень себестоимости производства на ТЭЦ, значительного вытеснения их с рынков энергии не произойдет из-за небольшого резерва повышения уровня выработки
• электроэнергии станциями других типов: прогнозируется снижение доли ТЭЦ с 60% (настоящее время) до 45-50%. Исключение могут составлять лишь отдельные низкоэффективные ТЭЦ с блоками малой мощности, изношенным и устаревшим оборудованием, а также расположенные в регионах с низким теплопотреблением [41]. Так как экономическая эффективность работы ТЭЦ сильно зависит от наличия тепловой нагрузки, конкурентоспособность ТГК будет резко возрастать в зимние месяцы и так же резко падать в теплое время года (кроме случаев наличия у ТЭЦ крупных промышленных потребителей
• пара). По расчетам аналитиков [67], наиболее эффективным способом конкурентной борьбы для многих ТГК станет, как ни странно, увеличение конденсационной выработки на ТЭЦ: при определенных соотношениях условнопостоянных затрат на ТЭЦ, цен на вырабатываемую ими электрическую и тепловую энергию и используемое топливо в некоторых режимах, снижение доли условно-постоянных затрат на единицу выпускаемой продукции (кВт ч)
• при увеличении конденсационной выработки электроэнергии перекрывает рост удельных затрат на топливо, и экономическая эффективность ТЭЦ возрастает.
Оптовые генерирующие компании на базе тепловых электростанций (тепло- ОГК) создаются на базе крупнейших электростанций, контролируемых РАО ЕЭС, а также электростанций, входящих в AO-энерго и выделенных в результате разделения по видам деятельности. В настоящее время одобрена следующая структура оптовых генерирующих компаний — предполагается создать 7 ОГК: 6 на базе тепловых электростанций (тепло-ОГК) и 1 ОГК на базе
• гидроэлектростанций (гидро-ОГК). Состав ОГК определен распоряжением
• Правительства от 1 сентября 2003 г № 1254-р «О создании оптовых генерирующих компаний (ОГК)» [119], формирование компаний осуществлялось на основе принципов создания равных стартовых условий деятельности ОГК и ограничения монопольной деятельности1 [31].
Станции, входящие в состав каждого ОГК, значительно различаются по своим технико-экономическим характеристикам, а также территориально находятся в разных ценовых зонах и не имеют между собой электрических
• связей, (табл. 6. приложения 1). В связи с такой интеграцией, с одной стороны, появляется возможность решения финансовых проблем «худших» станций в составе ОГК, с другой стороны - будет происходить пересмотр приоритетов производственной, а главное инвестиционной деятельности посредством расширения производственной деятельности «лучших» по экономическим показателям станций, или станций, оперирующих в ценовых зонах с предполагаемыми более высокими ценами на электроэнергию.
Оптовые генерирующие компании на базе гидроэлектростанций (гидро-
• ОГК). Первоначально планировалось создать 4 ОГК на базе генерирующих активов гидроэлектростанций, т.е. четыре гидро-ОГК. Однако впоследствии было принято решение объединить все эти активы в одну компанию, контрольный пакет акций которой будет принадлежать государству. Основные характеристики ГЭС, входящих в гидро-ОГК, приведены в табл. 7 приложения
1. Создание единой гидро-ОГК, с одной стороны, будет способствовать более
• эффективному контролю государства над ГЭС и упрощению строительства новых объектов гидрогенерации. С другой стороны, возможность согласованных действий на рынке в рамках единой компании и низкий уровень себестоимости производства электроэнергии на ГЭС может значительно ослабить конкурентоспособность остальных участников рынков.
ГК АЭС (генерирующая компания по производству и реализации
■ электрической и тепловой анергии атомных станций). В настоящий момент ГК
АЭС включает в себя десять атомных станций России, при этом доля выработки
1 Обеспечивалось включение в ОГК генерирующего оборудования, составляющего в совокупности не более 35 % от установленной генерирующей мощности в границах ценовой зоны оптового рынка.
• электроэнергии на АЭС в целом по России составляет около 15,5%, а на Европейской территории вместе с Уралом — 20%. Характеристики основных станций, входящих в ГК АЭС, приведены в табл. 8 приложения 1. Учитывая относительно низкую топливную составляющую в структуре себестоимости энергии АЭС, а также перспективы либерализации рынка газа, рост цен на газ и высокие цены на российский уголь, можно предположить, что на долгосрочную перспективу конкурентоспособность ГК АЭС в Европейской части и на Дальнем
• Востоке России будет увеличиваться.
Все приведенные в данном разделе прогнозы и сценарные условия имеют усредненный характер, отражая общие тенденции развития электроэнергетики с детализацией на уровне ОЭС. Для оценки конкурентоспособности и целесообразности инвестиций конкретных генерирующих компаний требуется более детальная проработка прогнозов и тенденций рынков. Такой прогноз может осуществляться как на качественном
• уровне с использованием экспертных оценок, так и с помощью математических моделей, отражающих критерии и основные существенные ограничения деятельности энергокомпании на конкурентном рынке: балансы мощности и энергии по узлам электрической схемы; минимальные и максимальные возможности производства энергии генерирующими объектами; ограничения по топливу, пропускной способности линий электропередач; учет режимов работы энергосистемы. Независимые переменные, включенные в такую модель, должны описывать уровни мощностей действующих и строящихся электростанций, участвующих в покрытии графика нагрузки, режимы работы регулируемого и свободного секторов энергетического рынка, необходимые вводы новых мощностей. Критерии оптимальной нагрузки энергетических мощностей могут быть приняты в соответствии с оперативной математической моделью правил оптового рынка: минимум топливной составляющей и себестоимости на регулируемом секторе рынка и максимум функции благосостояния на
Ф конкурентном секторе рынка.
Полученные в результате такого анализа прогнозы конкурентоспособности, спроса на электроэнергию и перспективной доли рынка для конкретной энергокомпании (сценарные условия развития генерирующей компании) должны использоваться в качестве исходных данных при формировании ее инвестиционной программы.
Еще по теме § 2. Учет рыночных факторов и сценарных условий развития электроэнергетики при планировании инвестиционной деятельности генерирующей компании:
- § 1. Алгоритм и общие принципы планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании в условиях развития конкурентного рынка
- §4. Предлагаемая экономико-математическая модель формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов
- §1. Краткая характеристика ОАО «Мосэнерго» и сценарные условия развития компании
- §3. Анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний
- Учет фактора риска при планировании и выработке аграрной политики
- 2.3. Особенности защиты прав субъектов инвестиционной деятельности в условиях специального режима инвестиционной деятельности
- Концепция формирования и функционирования механизма регулирования инвестиционно-строительной деятельности в условиях устойчивого развития, основанная на принципах логистики.
- 24.2. Экономика предприятия факторы развития и роста продуктивности и снижения издержек производства; сбыт продукции, финансовая деятельность предприятия, предпринимательство, планирование и регулирование предпринимательской деятельности предприятий; организация материально-технического обеспечения предприятий
- 2.5. Этапы предварительного планирования инвестиционной деятельности, принципиальная схема инвестиционного процесса.
- Роль управляющей компании в деятельности паевого инвестиционного фонда
- Финансовое планирование и прогнозирование в условиях рыночной экономики