Корпоративные приоритеты.
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.Основные технико-экономические показатели оборудования тепловых электростанций [62]
Таблица 1.3.\r\nТип Топливо Тип существующего оборудования Способы обновления ТЭС Удельные капиталовложения, долл/кВт* Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии, г.у.т/кВтч**\r\nТЭС Продление ресурса Модерниза
ПИЯ Замена на прогресс оборуд Новые ТЭС Продление ресурса Мо дер низа ЦИЯ Замена на прогресс оборуд Новые ТЭС Продлен и е ресурса Модерн и зация Замена на прогресс оборуд Новые ТЭС\r\n Газ, мазут К-300-240, К-800-240 К-300-240, К-800-240 МК-300- 240, МК- 850-240 ПГУ-325, ПГУ-450 ПГУ-325, ПГУ-450 100-367 300-446 435-503 614-671 323-343 310-316 239 239\r\n Газ, мазут К-200-130, К-150-130 К-200-130 К-150-130 МК-225- 130 ПГУ-170 ПГУ-170 107-378 314-457 435 - 503 614-671 341-350 324 239 239\r\n Газ, мазут Мелкое конденсационное оборудование 90 ата и ниже К-100-90 К-50-90 МК-110- 130 ПГУ-70 ПГУ-70 128-414 346 - 492 557 - 657 803-871 373-400 324 246 246\r\nКЭС Уголь К-800-240, К-300-240, К-500-240 К-800-240, К-300-240, К-500-240 МК-330- 240, МК- 525-240, МК-850- 240 К-ЗЗО-ЗОО К-525-300 К-ЗЗО-ЗОО К-525-300 135-389 414-467 557-614 8921003 342-360 334 280 280\r\n Уголь К-200-130, К-150-130 К-200-130 МК-225- 130 МК-225- 130 ЦКС MK-22S- 130 ЦКС 146-414 425 - 478 503-557 839 - 950 355-375 342 342 342\r\n Уголь Мелкое конденсационное оборудование 90 ата и ниже K-100-90 МК-110- 130 МК-110- 130 ЦКС MK-I10- 130 ЦКС 167-435 425 - 478 503-557 839-950 391-455 342 342 342\r\n Газ, мазут Т-100, 50-130 и ПТ-80, 60-130 Т-100-130 МГ-115- 130 ПГУ- 170(1), ПГУ- 170(Т), 117-403 357-525 503 - 582 703 - 771 Ь," = 379 Ьг" = 235 Ьг -170 = 379 Ь,м = 225 Ь, = 170 Ь,и = 246 ^"=175 Ьг = 155 Ь,,50 = 246 Ь," =175 Ь, = 155\r\nТЭЦ Газ, мазут Мелкое теплофикационное оборудование 90 ата и ниже Т-25-90 МПТ-25- 130 ГТУ-16(25) +КУ ГТУ-16(25) +КУ 146-47S 396-557 557-671 782 - 892 К" = 425 К™ = 295 Ьг = 170 Ь," = 379 Ьг" - 225 Ьг =170 Ь,"-256
Ьг" = 280
К -155 btB-256 bT" = 280 bT = 155\r\n Уголь Т-100, 50-130 и ПТ-80, 60-130 Т-100-130 МТ-115- 130 MT-11S- 130 ЦКС МТ-115- 130 ЦКС 178-425 446-557 614-671 1003 - 1117 b*" = 398 V = 275 Ьт = ISO Ь,в = 398 Ь,и = 250 Ь, =180 Ь," = 398 Ь," = 250 Ь, = 180 h,as = 398 Ьт" = 250
by = 180\r\n
К-300-240, К-800-240
К-200-130, К-150-130 Мелкое конденсационное К-300-240, К-800-240 оборудование 90 ата и нююг
К-200-130.
К-150-130 Мелкое конденсационноеоборудование 90 ата и ниже
Минимальные значения показателей
Максимачьные значения показателей
Рис 1.3. Тарифы окупаемости для конденсационного оборудования, топливо - газ (при IRR=20%)
руб/кВт ч
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%)
Т-100, 50-130 и ПТ-80, 60-130 Мелкое геллофнкацюнное Т-100. 50-130 и ПТ-80, 60-130 Т-100, 50-130 и ПТ-80, 60-130 Мелкое теллофи катонное Т-100, 50-130 и ПТ-80, 60-130 (газ) оборудование 90 ата и ниже (уголь) (газ) оборудование 90 ата и ниже (уголь)
(газ) (газ)
Минимальные значения показателей
Максимальные значения показателей
Рис 1.5. Тарифы окупаемости для теплофикационного оборудования (при IRR=20%)
Продление ресурса О 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 газовый, 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).
Качественная сравнительная оценка технологий производства электроэнергии
по параметрам риска [101]
Таблица 1.4.\r\nТехнология Размер блока: Время пуска Капв ложен и я, $/кВт Произведет венные издержки Топливная составляю щая Выбросы
со3\r\nПГУ,ГТУ Средний Быстро Низкие Низкие Высокая Средние\r\nУгольная КЭС Большой Долго Высокие Средние Средняя Высокие\r\nАЭС Очень большой Долго Высокие Средние Низкая -\r\nГЭС Очень большой Долго Очень высокие Очень низкие - -\r\nВетровая станция Маленький Быстро Высокие Очень низкие - -\r\nМеждународное энергетическое агентство (IEA, International Energy Agency) приводит следующую качественную оценку рисков для различных технологий производства электроэнергии (табл. 1.4.).
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.