<<
>>

§ 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
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.

<< | >>
Источник: Куликова Кира Александровна. Экономические модели формирования инвестиционной программы электрогенерирующей компании в условиям реформирования отрасли [Электронный ресурс]: Дис. ... канд. экон. наук : 08.00.05 .-М.: РГБ, 2006. 2006

Скачать оригинал источника

Еще по теме § 2. Учет рыночных факторов и сценарных условий развития электроэнергетики при планировании инвестиционной деятельности генерирующей компании:

  1. § 1. Алгоритм и общие принципы планирования инвестиционной деятельности генерирующей компании в условиях развития конкурентного рынка
  2. §4. Предлагаемая экономико-математическая модель формирования инвестиционной программы генерирующей компании в условиях ограниченности финансовых ресурсов
  3. §1. Краткая характеристика ОАО «Мосэнерго» и сценарные условия развития компании
  4. §3. Анализ существующих моделей планирования инвестиций и структуры генерирующих мощностей электроэнергетических компаний
  5. Учет фактора риска при планировании и выра­ботке аграрной политики
  6. 2.3. Особенности защиты прав субъектов инвестиционной деятельности в условиях специального режима инвестиционной деятельности
  7. Концепция формирования и функционирования механизма регулиро­вания инвестиционно-строительной деятельности в условиях устойчивого развития, основанная на принципах логистики.
  8. 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
  9. 2.5. Этапы предварительного планирования инвестиционной деятельности, принципиальная схема инвестиционного процесса.
  10. Роль управляющей компании в деятельности паевого инвестиционного фонда
  11. Финансовое планирование и прогнозирование в условиях рыночной экономики
- Информатика для экономистов - Антимонопольное право - Бухгалтерский учет и контроль - Бюджетна система України - Бюджетная система России - ВЭД РФ - Господарче право України - Государственное регулирование экономики в России - Державне регулювання економіки в Україні - ЗЕД України - Инновации - Институциональная экономика - История экономических учений - Коммерческая деятельность предприятия - Контроль и ревизия в России - Контроль і ревізія в Україні - Кризисная экономика - Лизинг - Логистика - Математические методы в экономике - Микроэкономика - Мировая экономика - Муніципальне та державне управління в Україні - Налоговое право - Организация производства - Основы экономики - Политическая экономия - Региональная и национальная экономика - Страховое дело - Теория управления экономическими системами - Управление инновациями - Философия экономики - Ценообразование - Экономика и управление народным хозяйством - Экономика отрасли - Экономика предприятия - Экономика природопользования - Экономика труда - Экономическая безопасность - Экономическая география - Экономическая демография - Экономическая статистика - Экономическая теория и история - Экономический анализ -