§ 1. Анализ возможностей осуществления инвестиционной деятельности в условиях становления конкурентного рынка

Проблемы обновления генерирующих мощностей

В соответствии с динамикой макроэкономических показателей, предусмотренной Энергетической стратегией России до 2020 г. и скорректированной ИНЭИ РАН с учетом Программы социально-экономического развития РФ на среднесрочную перспективу [35], прогнозируется рост электропотребления России от 903 млрд.

2008 г. и 1010 - 1035 млрд. кВт ч в 2010 г.

Для того, чтобы электроэнергетика не сдерживала экономический рост отраслей промышленности и экономики, она должна гарантировать наличие мощностей и производство электро- и теплоэнергии в объемах, рассчитанных на рост потребности, близкий к максимально возможному варианту развития и функционирования национальной экономики. «Корпоративным балансом холдинга РАО «ЕЭС России» на 2004 - 2008 гг.» [32] и другими прогнозами предполагается увеличение необходимой установленной мощности электростанций (в централизованной зоне электроснабжения) от 190 млн. кВт в 2003 г. до 204 - 211 млн. кВт в 2008 г. и 211 - 218 млн. кВт в 2010 г.

На рис 1.1. показано соотношение необходимых установленных мощностей и остающихся в эксплуатации действующих мощностей до

Остающиеся действующие мощности

Необходимая установленная мощность (ускоренный вариант)

Необждимая установленная мощность (умеренный вариант)

2009 г при различных

сценариях развития

экономики.

Как видно из рис. 1.1.,

Рис. 1.1. Оценка потребности в новой генерирующей мощности при Потребность В НОВЫХ ВВОДаХ различных сценариях уровней необходимой установленной мощности

[35]

• появляется уже в 2006 г. в случае ускоренного и в 2007 г в случае умеренного роста экономики, и составляет в 2009 г. уже 9-16 млн. кВт. Высокая степень износа основных фондов электроэнергетики (в среднем около 53 %), при сохраняющейся тенденции к его росту, также является одним из факторов, негативно влияющих на функционирование отрасли.

В табл. 1.1. приведена оценка потребностей в инвестициях на развитие электроэнергетики в период до 2010 г. Как видно из таблицы, уже в ближайшие

• пять - шесть лет потребуется кратное увеличение капиталовложений в отрасль, а в следующем десятилетии энергетической стратегией предусмотрены еще более

интенсивные темпы роста инвестиционных запросов.

Таблица 1.1.

Оценка инвестиционных потребностей электроэнергетики, млрд. долл. [35]

Между тем в отрасли по-прежнему отсутствуют экономические условия для реализации столь масштабной инвестиционной программы.

В настоящее время инвестиционная привлекательность компаний электроэнергетики ограничена в силу целого ряда причин [69]:

Г. Свободное ценообразование носит ограниченный характер и достаточно условно (свободный сектор торговли находится под значительным влиянием

регулируемого); перспективы сокращения зоны ценового регулирования не вполне определенны.

2. Структура отрасли находится в стадии формирования, и инвесторы не имеют четкого представления об объектах вложения или перспективах инвестирования. Это относится к таким капиталоемким сферам, как генерация и распределение электроэнергии.

3. У инвесторов нет четкого представления о перспективной модели рынка и отдельных его секторов. К примеру, в отсутствие рынка системных услуг трудно просчитать прибыль от инвестиций в гидроэнергетические мощности — например, в создание ГАЭС (именно в этом секторе наблюдался инвестиционный бум во многих странах, где сложился рынок системных услуг).

ниже уровня, при котором обеспечивается

4. Тарифы на электроэнергию

прибыльное инвестирование, а в ²⁵ ряде случаев - даже простое ²⁰

воспроизводство, с учетом ¹⁵

дефицита внешних источников ¹⁰

финансирования. Уровень ⁵

рентабельности отрасли °

ПОСТОЯННО снижается (рис Рис. 1.2. Уровень рентабельности продукции (по отрасли

Электроэнергетика), % [55]

1.2. )

5. Не проработаны вопросы государственного регулирования инвестиций в электроэнергетику: условий и порядка строительства и финансирования объектов отрасли, поддержания резерва мощностей и т.д.

Таким образом, в современных условиях важнейшее значение имеет повышение эффективности использования инвестиций и их концентрация на объектах, от ввода которых может быть получена их быстрейшая окупаемость.

Государственные и корпоративные инвестиционные приоритеты

Либерализация оперативно-хозяйственной деятельности в секторе производства электроэнергии неизбежно отразится на условиях организации перспективной деятельности по развитию генерирующих мощностей, которая

• также будет в значительной мере переориентирована на обеспечение долгосрочных интересов бизнеса [103]:

1. Рост числа хозяйственно самостоятельных поставщиков электроэнергии: генерирующих компаний (ГК), образованных в ходе реструктуризации РАО «ЕЭС России» и AO-энерго, а также независимых производителей электроэнергии (НПЭ) приведет к усилению децентрализации в принятии инвестиционных решений, которые будут опираться на параметры

• корпоративных стратегий развития бизнеса компаний.

2. Необходимость масштабного привлечения частных инвестиций и соответствующее усиление позиций частного капитала в управлении генерирующими компаниями приведет к росту коммерческой мотивации в принятии инвестиционных решений.

3. С прекращением регулирования цен на рынке государство лишается мощного рычага управления инвестиционным процессом через регулирование тарифов электроэнергии, включая размер целевых инвестиционных средств для

• производителей электроэнергии. Кроме того, последовательное снижение доли участия государства в капитале генерирующих компаний существенно сокращает потенциал использования имущественных механизмов влияния на стратегию развития бизнеса генерирующих компаний. Таким образом, в результате реформирования произойдет существенное ослабление возможностей прямого государственного влияния на инвестиционные решения генерирующих

Ф компаний.

Государственные приоритеты. Основным требованием, определяющим развитие отрасли, является обеспечение стратегической устойчивости электроснабжения, то есть гарантированное в долгосрочной перспективе надежное и эффективное удовлетворение растущего потребительского спроса.

Требование стратегической устойчивости формирует четкую систему государственных инвестиционных приоритетов, которая не ограничивается сетевой инфраструктурой, но также предполагает реализацию целого ряда

• инвестиционных решений в секторе генерации, включая [103]:

• • развитие крупных объектов межсистемного значения (в том числе, объектов, участвующих в регулировании режимов), которые вместе с системообразующими ЛЭП высокого напряжения формируют интегрирующую технологическую основу отрасли;

• развитие технологий, обеспечивающих рационализацию структуры потребления первичных энергоресурсов, предусмотренную Энергетической Стратегией (снижение доли газа), за счет развития угольных ТЭС, АЭС, а также

* объектов нетрадиционной энергетики;

• повышение экологической безопасности отрасли путем внедрения улучшенных способов очистки выбросов, особенно на угольных ТЭС, и использования экологически «чистых» производственных технологий.

Новые тенденции в управлении развитием отрасли, формирующиеся при дерегулировании инвестиционного процесса, объективно затрудняют реализацию государственных приоритетов в секторе генерации, направленных на обеспечение стратегической устойчивости электроснабжения. Большинство

* проектов, отвечающих стратегическим интересам государства, будут иметь более низкие показатели коммерческой эффективности и конкурентоспособности по сравнению с инвестиционными альтернативами, рассматриваемыми компаниями при формировании своей инвестиционной программы и, следовательно, могут иметь небольшие шансы быть реализованными в рамках корпоративных стратегий.

• В настоящее время фактически отсутствует опыт управления развитием и инвестированием электростанций в условиях либерализации. Разными авторами предлагаются различные механизмы обеспечения требуемых объемов генерирующих мощностей в условиях рынка (табл. 1.2.), однако большинство из них на практике не опробованы. Не сформирована и тем более не опробована целостная система управления развитием и инвестированием рыночной электроэнергетики, необходимость которой теперь признается.

• Таблица L2.

Механизмы обеспечения требуемых объемов генерирующих мощностей в условиях рынка [103,7,31].

Корпоративные приоритеты. В отличие от государственных приоритетов, предпочтения бизнеса в перспективной деятельности продиктованы корпоративными стратегическими интересами. В их основе лежит максимизация ожидаемого дохода за счет увеличения доли рынка, снижения затрат и т.д., а формирование инвестиционных приоритетов прямо связано с коммерческой эффективностью развития бизнеса.

В целях выделения инвестиционных приоритетов в сфере реконструкции, техперевооружения и нового строительства генерирующих мощностей диссертантом проведен расчет тарифов на электроэнергию, окупающих инвестиции с внутренней нормой доходности (IRR) 20%. Расчет проводился по 9 группам генерирующих мощностей, выделенных в [62] и [51] и существенно различающихся по мощности, технологии производства энергии,

• топливоснабжению, экономическим характеристикам. В первых шести группах

представлено конденсационное оборудование (группы 1-3 - основное топливо — газ, мазут; группы 4-6 - основное топливо — уголь). В группах 6-9 представлены теплофикационные блоки различной мощности (табл. 1.З.). Среди способов обновления генерирующих мощностей для каждой из приведенных групп рассматривались следующие альтернативы: •

• Продление ресурса • Замена прогрессивным оборудованием

• Установка модернизированного оборудования • Строительство новых ТЭС

Для каждой группы и альтернативы были рассчитаны минимальные и максимальные значения тарифов (всего было проведено 72 расчета = 9 групп х 4 варианта обновления х 2 сценария [min и max]), Основные исходные данные для расчетов приведены в табл. 1.3.

При определении тарифов, окупающих инвестиции с заданной нормой доходности, использовался традиционный подход к построению финансовой модели проекта и расчету его показателей эффективности (NPV, IRR); тариф на

• электроэнергию определялся обратным пересчетом исходя из заданных требуемых показателей эффективности (IRR=20%). Целесообразность проведения таких оценок по сравнению с NPV-анализом обусловлена укрупненным характером проводимых расчетов: определение сравнительной эффективности инвестиционных альтернатив ведется не для конкретного проекта, а для возможной группы проектов, расположенных в разных

• энергозонах России. Таким образом, при расчете показателей эффективности необходимо было бы задаваться неким средним по ЕЭС тарифом на электроэнергию, существенно отличающимся от тарифов в территориальном разрезе и тарифов отдельных станций и поэтому дающим усредненный, мало что характеризующий результат. Проводя обратный расчет, тариф на электроэнергию получается в качестве результата, с которым можно сравнивать реальные цены на электроэнергию, сложившиеся в конкретном узле ЕЭС или устанавливаемые для конкретной электростанции или региональной энергокомпании в разных

• энергозонах.

17

Основные технико-экономические показатели оборудования тепловых электростанций [62]

Таблица 1.3.

Минимальные значения показателей Максимальные значения показателей

Рис 1.3. Тарифы окупаемости для конденсационного оборудования, топливо - газ (при IRR=20%)

оборудование 90 ата и ниже оборудование 90 ата и ниже

Минимальные значения показателей Максимальные значения показателей

Рис 1.4. Тарифы окупаемости для конденсационного оборудования, топливо - уголь (при IRR=20%)

Минимальные значения показателей Максимальные значения показателей

Рис 1.5. Тарифы окупаемости для теплофикационного оборудования (при IRR=20%)

? Продление ресурса ? Замена прогрессивным оборудованием

? Установка модернизированного оборудования ? Новые ТЭС

Источник: расчеты автора

• Результаты расчетов приведены на рис. 1.3.-1.5. Наибольшей эффективностью характеризуется проекты продления ресурса оборудования, в силу их низкой капиталоемкости. При рассмотренных условиях проекты установки паротурбинного, но модернизированного оборудования, несмотря на худшие эксплуатационные характеристики (существенно более высокий расход топлива) более эффективны (имеют меньший тариф, окупающий инвестиции с IRR=20%) по сравнению с сооружением прогрессивных парогазовых и

• газотурбинных установок, характеризующихся высоким уровнем капиталовложений. Новые ТЭС, как газовьґе, так и угольные, имеют существенно более высокий тариф окупаемости, решение об их строительстве принимается только в случае их необходимости по балансу энергии и мощности.

В условиях конкурентного рынка при рассмотрении инвестиционных проектов наряду с детерминированными показателями эффективности проектов ключевую роль играют оценки рисков их реализации. Риск инвестора может зависеть от применяемой технологии производства электроэнергии (газовые и

• угольные ТЭС, АЭС, ГЭС), от территориального размещения и вероятности колебания цен в конкретных ценовых зонах, а также от характера проекта (новое строительство, реконструкция, «вынужденные» проекты поддержания надежности энергообеспечения).

Международное энергетическое агентство (IEA, International Energy Agency) приводит следующую качественную оценку рисков для различных

• технологий производства электроэнергии (табл. 1.4.).

Таблица 1.4.

Качественная сравнительная оценка технологий производства электроэнергии по параметрам риска [101]

• Технологии, характеризующиеся более высокими удельными капиталовложениями, даже при условии низких топливных затрат более подвержены рыночному риску. Из-за неопределенности относительно цены на электроэнергию возникают также дополнительные риски для проектов с длительным сроком строительства и временем пуска агрегата. Стоимость топлива может быть также значительным риском, особенно для технологий, где доля велика доля топливных расходов в составе себестоимости:

• • ТЭС на газе находятся в благоприятных условиях. Относительно низкие капиталовложения, короткое пусковое время, гибкость оперативного планирования, - все эти факторы являются преимуществами для инвестора. С другой стороны, сохраняется значительный фактор риска — цена природного газа.

• АЭС, напротив, характеризуются относительно низкими топливными и прочими переменными издержками, однако требуют высоких удельных капиталовложений.

•' • ТЭС на угле также высоко капиталоинтенсивны, однако для них велики

еще и экологические риски. Имеют длительные сроки сооружения и время пуска.

• Для ГЭС факторами, уменьшающими риски, является отсутствие топливных и низкие прочие переменные издержки, отсутствие вредного воздействия на окружающую среду. В то же время высокая стоимость

• строительства и сильная зависимость эффективности станции от ее загрузки является явно негативным фактором (для ГЭС доля постоянных затрат в себестоимости практически равна 100%. Поэтому эффективность работы ГЭС напрямую зависит от ее загрузки: чем больше загружена ГЭС, тем ниже для нее себестоимость энергии). Неопределенность природно-климатических факторов, например, частота дождей, также является дополнительным фактором риска.

Риск проекта также различен в зависимости от характера проекта и способов обновления производства: он минимален в случае продления

• ресурса и замены оборудования, и значительно возрастает для проектов нового

• строительства и расширения действующих мощностей в силу неопределенности дополнительного рынка сбыта.

В условиях России большое значение имеет также и территориальный фактор [51]: обновление устаревшего оборудования выгодно проводить в районах дорогого топлива и более высоких тарифов на электроэнергию и тепло, т.е. в европейской части, в ОЭС Урала и на Востоке. При прогнозируемых низких ценах топлива и тарифах на электроэнергию и тепло и высоких

• капиталовложениях на угольных ТЭС обновление оборудования тепловых станций в ОЭС Сибири неэффективно.