«КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ РЫНКЕ ...»

где Nвыравн - снижение установленной мощности, МВт;

ЦГРЭС – цена 1 кВт установленной мощности на КЭС, руб./МВт.

ЭСНГ 500 33000 103 16500,00 млн. руб.

Эффект от выравнивания суточного графика нагрузки можно использовать для решения задачи оптимизации перспективной структуры генерирующих мощностей, когда речь идет о выборе варианта развития энергосистемы.

В процессе функционирования Ленинградской ГАЭС также могут быть получены текущие топливные эффекты.

1). Экономия от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС-КЭС).

Рассмотрим эффект от оптимизации режимов и экономии топлива на КЭС. При работе ГАЭС в энергосистеме в режиме заряда используется энергия от ЛАЭС и частично органическое топливо на КЭС, а в режиме разряда экономится органическое топливо на КЭС.

Экономию от оптимизации режимов можно оценить двумя способами.

Первый способ основан на том, что в покрытии пика нагрузки участвуют менее экономичные станции с высокими удельными расходами топлива. ГАЭС замещают в пике эти электростанции, и имеет место экономия органического топлива. Однако в базисной части графика нагрузки ГАЭС потребляют электроэнергию.

Предполагается, что в ночные часы Ленинградская ГАЭС будет потреблять электрическую энергию частично от Ленинградской АЭС (80 %), частично от КЭС (=20 %). Экономия топлива, полученная от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС) ЭГАЭС-АЭС может быть рассчитана по следующей формуле:

где bmax – максимальный средний расход топлива, т у.т./год;

bmin – минимальный средний расход топлива, т у.т./год;

Цут – цена условного топлива, руб./т у.т.

ЭГАЭС АЭС (0,36 1908,52 103 0,28 2738,86 103 0,2) 2502,61 / 10 Если предположить, что ГАЭС в часы провала графика нагрузки потребляют 90 % электроэнергии от ЛАЭС и =10 % от КЭС, то экономия топлива составит 1527,54 млн. руб./год.

Второй способ предполагает участие Киришской ГРЭС в регулировании графика нагрузки. Учитывая, что в настоящее время в энергосистеме СевероЗапада регулирование графика нагрузки в значительной степени осуществляется за счет Киришской ГРЭС, удельные расходы топлива при оценке топливного эффекта принимались по данным этой станции: в часы максимума нагрузки – 0,334 кГ у.т./кВт.ч, в часы минимума нагрузки – 0,36 кГ у.т./кВт.ч. Предполагается, что в ночные часы Ленинградская ГАЭС 90 % от требуемой величины заряда будет потреблять от Ленинградской АЭС, и 10 % - от Киришской ГРЭС.

Экономия топлива, полученная от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭСКЭС) ЭГАЭС-АЭС-КЭС, может быть рассчитана по следующей формуле:

где bmax, bmin – средний расход топлива в период максимальных и минимальных нагрузок, т у.т./год;

Wвыр,Wпотр – годовая величина вырабатываемой и потребляемой энергии на ГАЭС, (Wвыр = 1908,52 млн. кВт.ч, Wпотр; = 2738,86 млн. кВт.ч);

Цут – цена условного топлива, руб./т у.т.

ЭГАЭС АЭС (0,334 1908,52 103 0,36 2738,86 103 0,1) Первый способ дает большую величину экономии, в дальнейших расчетах использована величина экономии, полученная по второму способу.

2). Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пускостанов». В процессе регулирования отдельные энергоблоки КЭС приходится останавливать на выходные и праздничные дни.

Экономия топлива, полученная от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов» Эп-о может быть рассчитана по следующей формуле:

где Bп-о – расход топлива на пуск из «холодного» состояния т у.т;.

nп-о – ежегодное количество циклов «пуск-останов» на станциях в целях регулирования, шт./год.

3). Экономия от снижения платы за выбросы может быть определена исходя из снижения выбросов окислов серы, азота, твердых частиц при замещении КЭС мощностью ГАЭС. Величина экономии была оценена экспертно и составила 9 млн. руб.

Итоговые показатели единовременных и текущих системных эффектов от функционирования Ленинградской ГАЭС представлены в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Классификация и оценка системных эффектов от ГАЭС Вид эффекта Экономия расхода электроэнергии на собственные нужды Эсн Мощностной Экономия от снижения аварийного резерва мощн. Эар 1235, Вид эффекта Экономия на компенсации реак- Экономия от снижения потерь Экономия от выравнивания суточного графика нагрузки Эсгн Топливный Экологический 2.4. Метод сравнительной оценки конкурентных преимуществ ГАЭС с альтернативными источниками энергии Альтернативными ГАЭС источниками энергии, способными работать в переменном режиме пиковой и полупиковой частях суточного графика нагрузки, являются газотурбинные (ГТУ) и парогазовые (ПГУ) тепловые электростанции. При сравнении удельных капитальных вложений в эти электростанции они оказываются более конкурентоспособными по сравнению с ГАЭС. Так, удельные капитальные вложения в ГАЭС по выполненным до 1990 г. проектам были на 25-30 % выше, чем для базисных КЭС и значительно превосходили их для ГТУ [71]. В современных условиях удельные капитальные вложения в ГАЭС оцениваются в 900 дол./кВт, а в ТЭС на газе (ГТУ, ПГУ) - 560 дол./кВт.

[66], а по данным [50] удельные капитальные вложения в КЭС-ПГУ составляют 800 дол./кВт. Кроме того, затраты в ГАЭС с подземными нижними бассейнами существенно больше затрат в наземные ГАЭС (в частности, для Ленинградской ГАЭС - в 2,2 раза), поэтому по удельным капитальным вложениям ГАЭС в 2, раза превышают ТЭС (ГТУ, ПГУ). Однако ГАЭС более экономичны по себестоимости производства электроэнергии по сравнению с ТЭС (ГТУ, ПГУ). При условии работы ГАЭС в пиковой части графика нагрузки себестоимость ГАЭС в два раза ниже (без учета системных эффектов), а с учетом системных эффектов – в 5-6 раз ниже, чем для ТЭС (ГТУ, ПГУ) [50] (см. табл. 2.7).

Таблица 2.7. Сравнительные экономические показатели дол./кВт цент/кВт.ч Примечания: *) Получены на основе проведенных расчетов **) При значении числа часов использования установленной мощности Т у = 1220 час., сопоставимой с ГАЭС в турбинном режиме Для ТЭС-ПГУ были оценены показатели экономической эффективности с использованием стандартной программы Альт-Инвест. Результаты расчетов свидетельствуют о конкурентоспособности проекта ГАЭС по сравнению с ТЭС-ПГУ (см. табл. 2.8).

Таблица 2.8. Сравнительная оценка показателей экономической эффективности Для развития ГАЭС в России необходима нормативно-правовая база, обеспечивающая учет технологических особенностей гидроаккумулирующей генерации применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг. Принимая во внимание длительный цикл сооружения и окупаемости станций, для эффективного участия выработки ГАЭС на рынке мощности требуется выполнение следующих условий:

гарантирование оплаты мощности на срок до 30 лет для станций, прошедших конкурентный отбор;

возможность подачи заявки с совокупными параметрами маневренности в отношении нескольких генерирующих объектов (например, совместной заявки АЭС и ГАЭС). Поскольку ГАЭС выступает на рынке не только как генератор, но и как потребитель электроэнергии, для окупаемости инвестиций необходим достаточный рыночный «спрэд» между ценой покупки и продажи электроэнергии. При сохранении тарифного регулирования в отношении ГАЭС (например, в случае строительства станции с использованием механизма гарантирования инвестиций) необходим корректный учет затрат на покупку электроэнергии в цене ее поставки.

Одним из наиболее перспективных направлений развития ГАЭС является их размещение в энергосистеме с высокой долей атомных станций, что дает ряд преимуществ, как при строительстве, так и при эксплуатации энергокомплекса. Другим перспективным направлением развития ГАЭС может стать их сооружение в комплексе с ветроэнергетическим установками (ВЭУ), для развития которых в Северо-Западном регионе есть значительный потенциал.

Сооружение совмещенных энергокомплексов ГАЭС, АЭС. ВЭУ позволит сократить капитальные затраты на реализацию проектов и повысить энергетическую отдачу.

Одним из перспективных направлений развития энергетики на современном этапе является использование накопителей энергии, которые могут рассматриваться как альтернативный вариант строительства ГАЭС. Решение о применении Системы накопления энергии (СНЭ) на базе аккумуляторных батарей большой мощности (АББМ) было принято в рамках модернизации и инновационного развития объектов ОАО «ФСК ЕЭС» [122].

Ключевыми факторами для использования данной системы являются:

Резервирование электроэнергии для особо важных потребителей при перебоях в электроснабжении собственных нужд (СН) 0,4 кВ на подстанции (ПС), Использование СНЭ как «буферный» накопитель для альтернативных источников, Компенсация дефицита мощности в режиме пикового потребления для разгрузки объектов генерации и передачи электроэнергии, Накопление энергии в течение суток во время её низкой стоимости (ночное время суток), Регулирование реактивной мощности и напряжения в точке подключения (в пределах номинальной мощности преобразователя).

При должной реализации преобразователя, связывающего мощную аккумуляторную батарею с электрической сетью, накопители могут обмениваться энергией с электрической сетью, представляя собой эквивалент вращающегося резерва и резерва первичного регулирования частоты, демпфируя электромеханические колебания и решая другие системные задачи.

Важным направлением является использование СНЭ в качестве накопителя в гибридных энергетических установках, представляющих собой сочетание одного или нескольких возобновляемых источников электроэнергии (ветрогенератора, фотоэлектрической системы и т.д.), использующихся в качестве основного источника энергии, и дизель-генератора, использующегося в качестве вспомогательного источника. СНЭ в этом случае применяются, как для сглаживания графика генерации при использовании ветрогенератора, так и для резервирования питания потребителей при переходе с одного источника энергии на другой.

Таким образом, можно выделить три основных направления использования СНЭ:

Для решения системных задач: регулирования напряжения и компенсация реактивной мощности, участия в регулировании частоты, выравнивания графика нагрузки и др.

Выравнивание графика нагрузки распределительных подстанций за счет уменьшения загрузки трансформаторов в часы максимальных нагрузок.

В гибридных энергетических установках для питания автономных потребителей, а также обеспечения надежного энергоснабжения ответственных и/или удаленных потребителей.

В настоящее время работы по литий-ионным СНЭ ведутся во многих странах мира: США, Великобритании, Германии, Японии, Дании, Норвегии, Нидерландах, Испании, Китае и т.д. Появился первый опыт применении Liионных накопителей для системных нужд и в России [123].

Наличие отечественных производств литий-ионных аккумуляторов, а также опыта разработки, изготовления и внедрения преобразователей напряжения (ПН) на базе современных биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT) позволяет реально ставить задачу разработки, изготовления и внедрения СНЭ различных назначений.

На сегодняшний день отечественные производители предлагают литийионные аккумуляторы с запасаемой энергией до 15 МВтч при мощности 1,5 – МВт [123]. При удорожании установки на 25 – 30% возможен режим быстрого обмена мощностью с сетью (до получасового зарядя/разряда, то есть потребления/выдачи мощности порядка удвоенной запасаемой энергии).

Необходимо отметить, что удельная стоимость таких батарей достаточно высока – порядка 2600 – 2800 долларов США за запасаемый киловатт-час. Поэтому решение масштабных системных задач, таких как выравнивание графика нагрузки крупной энергосистемы, участие в регулировании частоты и т.п., потребует накопления больших мощностей АБ и, соответственно, значительных капитальных вложений.

Проведем сравнительную оценку капитальных вложений в СНЭ с ГАЭС.

Для этого определим капитальные вложения в СНЭ, эквивалентные по мощности ГАЭС. Примем мощность литий-ионных аккумуляторов 1,5 МВт [123], а удельные капитальные вложения – 4000 долл./кВт (экспертная оценка). Удельные капитальные вложения в ГАЭС приняты в расчетах 2000 долл./кВт. Тогда для обеспечения мощности генерации в 1560 МВт, равной мощности ГАЭС, а также с учетом режима работы ГАЭС (3,35 час выдачи мощности в течение суток) и возможности выдачи мощности АБ (1 час в сутки), в энергосистеме необходима установка 10403,35=3484 аккумуляторных батарей.

Оценим экономию капитальных вложений при установке АБ, равных мощности ГАЭС.

Э = (Куд АБ – Куд ГАЭС)NАБ nАБ.

Э = (4000 – 2000) 103 3484 = 6,968 млрд. руб.

Кроме того, при оценке эффекта следует учесть срок службы АБ, который составляет 3-4 года. Если принять срок службы 3 года, то необходимо в течение 50 лет заменят АБ - 16,6 раз. Тогда величина экономии составит около 116 млрд. руб., что на 20 % выше капитальных вложений в ГАЭС. Однако при установке АБ значительно снижаются затраты на эксплуатацию и таким образом, системы накопления энергии на базе литий-ионных аккумуляторов становятся конкурентоспособными при сравнении с использованием ГАЭС.

Таким образом, использование СНЭ при оптимизации перспективной структуры генерирующих мощностей является альтернативным вариантом сооружения ГАЭС в энергосистеме, однако этот вопрос требует более детального исследования. Поэтому вопросы о возможном участии в оптимизации электрических режимов объединенной энергосистемы мощного накопителя энергии в виде гидроаккумулирующей станции и о методическом обосновании участия такой установки в оказании системных услуг сохраняют свою актуальность.

Выводы по главе II:

Сдерживающим фактором сооружения ГАЭС в энергосистеме является высокая величина капитальных вложений по сравнению с альтернативными маневренными КЭС.

Для оценки эффективности ГАЭС предлагается использовать два метода, которые дополняют друг друга и позволяют оценить эффективность ГАЭС с учетом коммерческих и системных услуг: метод комплексной оценки эффективности и метод сравнительной оценки эффективности.

Учет общесистемных эффектов при оценке эффективности ГАЭС значительно повышает их эффективность и привлекательность для инвестора.

Даже более дорогие ГАЭС с подземным нижним бассейном становятся конкурентоспособными по сравнению с ТЭС-ПГУ.

Оценка эффектов от функционирования ГАЭС показала, что основным единовременным эффектом является эффект от снижения установленной мощности за счет выравнивания суточного графика нагрузки при оптимизации перспективной структуры генерирующих мощностей, а текущим эффектом - от оптимизации режимов и снижения перерасхода топлива на КЭС.

Сравнение экономической эффективности ГАЭС с альтернативным источником энергии ТЭС-ПГУ показало, что капиталовложения в ГАЭС в 2, раза выше, чем на ТЭС-ПГУ, однако себестоимость производства электроэнергии на ГАЭС в 2 раза ниже – без учета системных эффектов, а с учетом системных эффектов – в 5 раз ниже, чем на ТЭС-ПГУ. Сравнение экономической эффективности сооружения ГАЭС с альтернативными источниками энергии показало, что с учетом системных эффектов ЧДД и индекс доходности ГАЭС выше, чем для ТЭС-ПГУ, а срок окупаемости составляет приемлемую величину 15 лет, что незначительно выше, чем для ТЭС-ПГУ. Таким образом, ГАЭС с учетом системных эффектов становятся конкурентоспособны по сравнению с альтернативными источниками энергии.

Использование накопителей энергии при оптимизации перспективной структуры генерирующих мощностей является альтернативным вариантом сооружения ГАЭС в энергосистеме, однако этот вопрос требует детального исследования. Поэтому вопрос о возможном участии в оптимизации электрических режимов объединенной энергосистемы мощного накопителя энергии в виде гидроаккумулирующей станции и о методическом обосновании участия такой установки в оказании системных услуг сохраняют свою актуальность.

Для учета общесистемных эффектов при сооружении ГАЭС необходима разработка механизмов, позволяющих учесть эти эффекты, и нормативно-правовой базы, обеспечивающей реализацию технологических особенностей гидроаккумулирующей генерации применительно к рынкам электроэнергии, мощности и системных услуг.

Сооружение ГАЭС в комплексе с АЭС и ВЭУ может существенно повысить их эффективность и обеспечить надежность энергоснабжения.

ГЛАВА III. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

3.1. Методика оценки эффективности использования ГАЭС В основу оценок эффективности положены следующие основные принципы, применимые к любым типам проектов независимо от их технических, технологических, финансовых, отраслевых или региональных особенностей:

рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода) - от проведения прединвестиционных исследований до окончания эксплуатации;

моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением проекта денежные поступления и расходы за расчетный период;

учет только предстоящих затрат и поступлений. При расчетах показателей эффективности должны учитываться только предстоящие в ходе осуществления проекта затраты и поступления, включая затраты, связанные с привлечением ранее созданных производственных фондов, а также предстоящие потери, непосредственно вызванные осуществлением проекта (например, от прекращения действующего производства в связи с организацией на его месте нового). Прошлые, уже осуществленные затраты, не обеспечивающие возможности получения альтернативных (т.е. получаемых вне данного проекта) доходов в перспективе (невозвратные затраты), в денежных потоках не учитываются и на значение показателей эффективности не влияют;

учет всех наиболее существенных последствий проекта. При определении эффективности инвестиционного проекта (ИП) должны учитываться все последствия его реализации, как непосредственно экономические, так и внеэкономические (внешние эффекты, общественные блага). В тех случаях, когда их влияние на эффективность допускает количественную оценку, ее следует произвести. В других случаях учет этого влияния должен осуществляться экспертно;

учет (в количественной форме) влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта.

Эффективность инвестиционного проекта оценивается в течение расчетного периода равного 50 годам, охватывающего временной интервал от начала проекта до окончания эксплуатации энергетического объекта. Расчетный период разбивается на интервалы, равные 1 году, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей.

Расчет показателей экономической эффективности ИП основывается на следующих принципах.

используются предусмотренные проектом (рыночные) текущие цены на продукты, услуги и материальные ресурсы;

денежные потоки рассчитываются в тех же валютах, в которых проектом предусматриваются приобретение ресурсов и оплата продукции;

заработная плата включается в состав операционных (текущих) издержек в размерах, установленных проектом (с учетом отчислений);

при расчете учитываются налоги, сборы, отчисления и т.п., предусмотренные законодательством, в частности, возмещение НДС за используемые ресурсы, установленные законом налоговые льготы и пр.

Расчет эффективности инвестиций в строительство Ленинградской ГАЭС производился двумя методами:

Метод оценки эффективности инвестиций без учета системных эффектов.

Эффективность проекта определяется на основе сопоставления притоков и оттоков денежных средств, связанных с его реализацией. Оценка эффективности проекта осуществляется при помощи следующих показателей:

Чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV) – направленный дисконтированный эффект за расчетный период, рассчитывается по формуле (3.1).

Характеризует превышение суммарных денежных поступлений (РП) над суммарными затратами (З= Кt+ Иt) для данного проекта с учетом неравноценности эффектов, относящимся к различным моментам времени. Проект является эффективным, если значение ЧДД от его реализации положительно. Чем больше значение ЧДД, тем эффективнее проект. Отрицательный ЧДД указывает на убыточность проекта.

где Ен – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал.

Затраты для года t определяются как сумма капитальных вложений и ежегодных издержек Зt = Кt+ Иt.

Внутренняя норма рентабельности (ВНД, IRR) – такое положительное число Евнд, что при норме дисконта Ен=Евнд чистый дисконтированный доход проекта обращается в ноль, при всех больших значениях Ен – ЧДД отрицателен, при всех меньших значениях Ен – ЧДД положителен. Для оценки эффективности ИП значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Ен. Инвестиционные проекты, у которых ВНД>Ен, имеют положительный ЧДД и, поэтому эффективны.

Дисконтированный срок окупаемости (Tок.д, PT) – минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект становится и остается неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах), начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с проектом, покрываются суммарными доходами от его осуществления. Наряду с дисконтированным сроком окупаемости можно определить простой срок окупаемости (без учета фактора времени) по формуле:

где Пср – средняя чистая прибыль; Kt – инвестиции (капиталовложения) года t, T – срок службы объекта; Пt – чистая прибыль года t.

Индекс доходности инвестиций (ИД, PI) – характеризует «отдачу проекта» на вложенные в него средства. Это отношение суммы приведенных эффектов к величине приведенных капиталовложений. Метод расчета данного показателя является продолжением метода расчета чистого дисконтированного дохода. Показатель ИД в отличие от показателя ЧДД является относительной величиной. ИД принимает значение >1, только если ЧДД этого проекта >0 [29].

где ЧД = РПt – Иt.

Метод оценки эффективности инвестиций с учетом системных эффектов В расчете эффективности инвестиций Ленинградской ГАЭС учитываются текущие и единовременные эффекты.

Суммарный текущий эффект Этек определяется по следующей формуле:

где ЭЛЭП - экономия от снижения потерь в ЛЭП, млн. руб./год;

ЭГАЭС-АЭС - экономия от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС), млн.

руб./год;

Эп-о - экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пускостанов», млн. руб./год;

Эп-о - экономия от снижения платы за выбросы вредных веществ в окружающую среду, млн. руб./год.

Таким образом, ежегодная выручка увеличивается на величину суммарного текущего эффекта при реализации этого эффекта за счет других собственников (получателей услуг).

Суммарный единовременный эффект Эед определяется по следующей формуле:

где Эсн - экономия расхода электроэнергии на собственные нужды, млн.

руб.;

Эпр - экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов, млн. руб.;

Эар - экономия от снижения аварийного резерва мощности, млн. руб.;

Эрм - экономия на компенсации реактивной мощности, млн. руб.;

ЭСНГ - экономия от выравнивания суточного графика нагрузки, млн. руб.

Эед 1595,90 1544,40 1235,00 732,00 16500,00 21607,30 млн. руб.

Таким образом, капитальные вложения уменьшаются на величину суммарного единовременного эффекта.

На основе предлагаемой методики оценка эффективности инвестиций с учетом системных эффектов осуществляется при помощи следующих показателей:

Чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV) Внутренняя норма рентабельности (ВНД, IRR) Также при оценке эффективности инвестиций с учетом системного эффекта учитывался тариф на оказание услуг системной надежности (см. раздел 4.4).

3.2. Оценка показателей эффективности функционировании ГАЭС в энергосистеме Северо-Западного региона Информация по капитальным затратам на строительство Ленинградской ГАЭС, представлена в работе Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Для нее удельные капиталовложения приняты в размере 58, тыс. руб./кВт, или в долларах 1947,3 долл./кВт.

При оценке эффективности инвестиций было принято, что инвестиции вкладываются с 2010 года. В целом схема финансирования определена следующим образом: суммарные инвестиции от акционерного капитала в размере 20% - в течение первых пяти лет. Ленинградская ГАЭС начнет выработку электрической энергии в 2015 году в размере 68% от проектной мощности. В полной мере начало выработки планируется с 2020 года.

В расчете экономической эффективности использовались данные, полученные согласно «Единым сценарным условиям» ОАО «РусГидро» [23]. Единые сценарные условия (ЕСУ) предназначены для унификации исходной информации в целях обеспечения единого подхода при формировании прогнозных документов на среднесрочный и долгосрочный горизонт планирования всеми структурными подразделениями ОАО «РусГидро».

Единые сценарные условия представляют собой перечень наиболее значимых показателей, а также условий и допущений, необходимых для подготовки расчетов в рамках формирования прогнозных документов на среднесрочную и долгосрочную перспективу, включая проведение расчета параметров экономической эффективности.

ЕСУ формируются на основании внешних источников информации, включая прогнозы государственных органов власти, а также внутренней информации, включая фактические данные, представляемые структурными подразделениями Компании.

Показатели доходной базы Выручка от продажи электроэнергии и мощности для инвестиционных проектов рассчитывается на основании цены конкурентного отбора новой мощности и цены электроэнергии на рынке на сутки вперед для соответствующей ценовой зоны (для Ленинградской ГАЭС – 1 ценовая зона). Ценовые параметры принимались по данным ОАО «РусГидро» [23].

Показатели расходной базы Для расчета затрат на покупку электроэнергии по ГАЭС следует применять цену РСВ в ночное время суток.

Ставка платы за водопользование – в 2010 г. соответствует значению предыдущего года (Постановление Правительства РФ от 30 декабря 2006 г.

№876, приложение 13). Далее ставка платы корректируется следующим образом: с 2013 года (срок истечения большинства договоров на водопользование) ставка платы за водопользование увеличивается на накопленный индекс инфляции за период 2008-2012 гг. (индекс инфляции в 2008г.- 13,3%, в 2009г. – 9,0%), далее один раз в пять лет на накопленный индекс инфляции за истекший период [23].

Эксплуатационные издержки Размер эксплуатационные расходов в разрезе статей затрат для объектов генерации определен согласно «Единым сценарным условиям» ОАО «РусГидро» в зависимости от установленной мощности электростанции.

Эксплуатационные издержки для новых объектов генерации (оплата труда, производственные затраты, прочие затраты) определяются в ценах 2010 года в расчете на 1 МВт установленной мощности нового объекта и в последующие годы индексируются следующим образом:

Оплата труда – по индексу-дефлятору зарплаты;

Производственные затраты – по индексу-дефлятору промышленной продукции;

Прочие расходы – по индексу инфляции.

В интервале от 1000 МВт до 2999 МВт установленной мощности, удельные эксплуатационные расходы равны, тыс. руб./МВт в ценах 2010г.:

uбаззп=123,1 тыс. руб./МВт, uбазпроизв=131,3 тыс. руб./МВт, uбазпр=49,8 тыс. руб./МВт, иэксплГАЭС=123,1+131,3+49,8=304,1 тыс. руб./МВт.

Расходы на оплату труда определяются по формуле:

где ukзп – удельные расходы на оплату труда года k;

Nkуст – установленная мощность ГАЭС;

nkзп – накопленный индекс-дефлятор зарплаты для года k.

Производственные расходы определяются по формуле:

И произв и произв*N уст *ппром, где ukпроизв – удельные производственные расходы года k;

nkпром – интегральный индекс-дефлятор промышленной продукции для года k.

Прочие расходы определяются по формуле:

где ukпр – удельные прочие расходы года k;

nkинф – накопленный индекс инфляции для года k.

В общем случае издержки определяются по формуле:

Учитывая существующий разброс расходов на ремонт основных производственных фондов в зависимости от срока функционирования объекта генерации, данный вид затрат для новых проектов определяется отдельно исходя из величины инвестиций и этапа жизненного цикла проекта.

Удельные значения расходов на ремонт оборудования для новых объектов генерации в проценте от величины инвестиций представлены в табл.3. [23].

Таблица 3.1.Удельные значения расходов на ремонт оборудования для новых Установленная мощность Перевод в прогнозные цены осуществляется путем индексации на индексдефлятор промышленной продукции.

Инвестиции на программу технического перевооружения и реконструкцию (ТПиР) По новым проектам со следующего года после полного/частичного ввода в эксплуатацию объекта генерации ежегодно рассчитываются инвестиции на программу технического перевооружения и реконструкцию (ТПиР).

Удельные значения расходов на программу ТПиР для новых объектов генерации в процентах от величины инвестиций в строительство представлены в табл.3.2. Перевод в прогнозные цены осуществляется путем индексации на индекс-дефлятор инвестиций.

Таблица 3.2. Удельные значения расходов на программу ТПиР для новых объектов генерации в % от величины инвестиций Установленная мощность Амортизационные отчисления В рамках диссертации принято, что капиталовложения в основные объекты строительства, гидротехнические металлоконструкции, гидромеханическое, гидросиловое оборудование равны стоимости основных производственных фондов. Поэтому амортизационные расходы по Ленинградской ГАЭС рассчитывались для двух видов основных фондов:

Здания и сооружения – 85% от общих инвестиционных затрат;

Машины и оборудование – 15% от общих инвестиционных затрат.

Годовая сумма амортизационных отчислений определялась линейным способом – исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и нормы амортизации, исчисленной в соответствии с постановлением правительства «О классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы». Для зданий и сооружений норма амортизации составляет 1-2%, а для машин и оборудования 3,7%.

Первоначальной стоимостью основных средств признается сумма фактических затрат организации на приобретение, сооружение и изготовление, за исключением налога на добавленную стоимость и иных возмещаемых налогов [6]. Расходы на услуги регулирующих организации рассчитываются исходя из тарифов (без НДС) на 2010г. полученные согласно «Единым сценарным условиям» ОАО «РусГидро» [64] с дальнейшей индексацией по инфляции, в т.ч.:

ОАО «СО ЕЭС» - 77,5 тыс. руб. за 1 МВт установленной мощности;

ОАО «АТС» - 0,00062 тыс. руб. за 1 МВт*ч;

Налоговое окружение Налог на прибыль - 20% от величины налогооблагаемой прибыли, в т.ч. в федеральный бюджет – 2%, в региональный бюджет – 18%.

Налог на имущество – 2,2% от остаточной стоимости основных средств.

Налог на добавленную стоимость – 18%.

Составляющие единого социального налога представлены в табл.3.3.

Таблица 3.3. Составляющие единого социального налога с 2011 года Фонд обязательного медицинского страхования 5,1% Изменение ставки налогов, в частности в случае предоставления налоговой льготы для новых проектов, возможно только при наличии обосновывающих материалов.

Норма дисконта, используемая для оценки экономической эффективности проекта в целом, устанавливается в соответствии с требованиями к минимально допустимой будущей доходности вкладываемых средств, определяемой в зависимости от депозитных ставок банков первой надежности, что составляет 8%.

Принятые в последующих расчетах основные исходные данные для финансовой модели приведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4. Исходные данные для финансовой модели Источник финансирования (собственные средства) 100 % Коэффициент амортизационных отчислений для зданий и сооружений Коэффициент амортизационных отчислений для оборудования и других основных фондов Цена покупной электроэнергии в ночное время суток (без НДС) Плата за пользование водным объектом (без НДС) руб./кВт·ч 0, 3.2.1. Показатели эффективности без учета системных эффектов В табл. 3.5 представлены проведенные расчеты по отчету о прибылях и убытках строительства Ленинградской ГАЭС.

Таблица 3.5. Отчет о прибылях и убытках ГАЭС, млн. руб.

- Налоги, относимые на финансовые результаты 290,366 237, Графически доходы и расходы проекта представлены на рис.3.1 и рис.3.2.

Рис. 3.1 Доходы и расходы при строительстве и функционировании ГАЭС При расчете показателей коммерческой эффективности инвестиций учитывалась выплата дивидендов. Доля прибыли, направляемая на дивиденды, составляет 90%. Остальные 10% предполагается зачислить в резервный фонд, создаваемый на случай прекращения деятельности и покрытия кредиторской задолженности, фонд накопления, который представляет собой источник средств предприятия для приобретения основных фондов, формирования оборотных средств, создания нового имущества и в фонд потребления, который предназначается для реализации мероприятий по социальному развитию и материальному поощрению коллектива предприятия. Динамика чистого оборотного капитала по годам представлена на рис. 3.3.

Результаты расчета показателей экономической эффективности инвестиционного проекта представлены в табл. 3.6.

Таблица 3.6. Результаты расчета показателей экономической эффективности Графически величина ЧДД нарастающим итогом для ГАЭС представлена на рис. 3.4..

Рис. 3.4. Чистый дисконтированный денежный поток для ГАЭС нарастающим По результатам расчета можно сделать вывод о том, что проект эффективен, но показатели эффективности невысоки. Об этом свидетельствует индекс доходности дисконтированных инвестиций, значение которого равно единице, невысокий ЧДД проекта.

Также был рассчитан чистый дисконтированный денежный доход бюджета, который составил для территориального бюджета – 19 523,891 млн. руб., для федерального бюджета – 22 304,798 млн. руб. Основой для расчета показателей бюджетной эффективности являются суммы налоговых поступлений в бюджет и выплат для бюджетов различных уровней.

3.2.2. Показатели эффективности с учетом системных эффектов Эффекты от строительства ГАЭС представлены в табл.3.7.

Таблица 3.7. Эффекты от строительства Ленинградской ГАЭС Экономия расхода электроэнергии на собственные нужмлн. руб. 1 595, Экономия резервов мощности на проведение плановых ремонтов Экономия от снижения аварийного резерва мощности млн. руб. 1235, Экономия на компенсации реактивной мощности млн. руб. 732, Экономия от выравнивания суточного графика нагрузки млн. руб. 16 500, Капитальные затраты с учетом единовременных эффекмлн. руб. 79 974, Экономия от снижения перерасхода топлива на циклах млн.

В табл. 3.8 представлен план по прибылям и убыткам проекта строительства Ленинградской ГАЭС.

Таблица 3.8. План по прибылям и убыткам для ГАЭС с учетом экономия топлива от оптимизации режимов (ГАЭС-АЭС) 1 322,863 2 339, экономия от снижения перерасхода топлива на КЭС 56,564 100, экономия от снижения перерасхода топлива на циклах «пуск-останов»

Графически динамика доходов и расходов, чистой прибыли и чистого оборотного капитала для ГАЭС представлена на рис.3.5 - 3.7.

Рис. 3.5 Доходы и расходы для ГАЭС с учетом системных эффектов Результаты расчета показателей экономической эффективности инвестиционного проекта представлены в табл. 3.9 и на рис.3.8.

Таблица 3.9. Показателей экономической эффективности ГАЭС с учетом системных эффектов при ставке дисконтирования 8% Рис. 3.8 Дисконтированный денежный поток нарастающим итогом для ГАЭС с учетом системных эффектов при ставке дисконтирования 8% По результатам расчета можно сделать вывод о том, что проект эффективен. Об этом свидетельствует индекс доходности дисконтированных инвестиций, значение которого больше единицы, высокий ЧДД проекта.

Также был рассчитан чистый дисконтированный денежный доход бюджета, который составил для территориального бюджета – 19 523,891 млн. руб., для федерального бюджета – 22 304,798 млн. руб. Основой для расчета показателей бюджетной эффективности являются суммы налоговых поступлений в бюджет и выплат для бюджетов различных уровней.

Сравнение показателей проекта с учетом системного эффекта и без него показано в табл.3.10.

Табл. 3.10. Увеличение показателей проекта с учетом системного эффекта Индекс доходности дисконтированных инвестиций 79, В расчетах эффективности инвестиций рекомендуется учитывать неопределенность, т.е. неполноту и неточность информации об условиях реализации проекта, и риск, т.е. возможность возникновения таких условий, которые приведут к негативным последствиям для всех или отдельных участников проекта.

При этом сценарий реализации проекта, для которого были выполнены расчеты эффективности (т.е. сочетание условий, к которому относятся эти расчеты), рассматривается как основной (базисный). Все остальные возможные сценарии рассматривались как вызывающие те или иные позитивные или негативные отклонения от базисного сценария (проектных) значений показателей эффективности.

В условиях переходного характера развития экономики России всем стоимостным показателям проекта, полученным на основании тех или иных прогнозов, присуща некоторая степень неопределенности. В связи с этим можно полагать, что свойственные проекту риски сводятся в основном к возможному ухудшению финансовых показателей вследствие неопределенности исходной информации.

Реализация проектов в энергетической отрасли всегда связана с рисками, влияющими на их экономическую эффективность, поэтому при оценке эффективности учитывались неопределенность и риск.

Ниже приведены наиболее значимые факторы риска применительно к проектам в энергетической отрасли:

Существенные объемы капиталовложений и большие сроки окупаемости, Политико-экономическая ситуация, Изменения цен на энергоресурсы на рынке, Технические отказы и выход из строя оборудования, Географические и погодные условия.

Анализ риска основывается на анализе сценариев, которые наряду с базовым набором исходных данных проекта рассматривает ряд других наборов данных, которые могут иметь место в процессе реализации проекта.

В целях оценки устойчивости и эффективности проекта в условиях неопределенности и риска использовался метод вариации параметров.

Учет риска осуществлялся на основе оценки и анализа отклонений показателей эффективности базового варианта по сравнению с расчетным вариантом, в котором изменялись технико-экономические показатели.

Выходные показатели проекта могут существенно измениться при неблагоприятных условиях (отклонении от проектных) некоторых параметров.

В диссертации проверена реализуемость и оценена эффективности проекта в зависимости от изменения следующих параметров (см. П.3-П.8):

уровень цен на реализуемую продукцию;

уровень общих издержек производства электрической энергии.

На основе проведенного анализа можно сделать вывод, что наиболее значимое влияние на показатели эффективности оказывает изменение цен на реализуемую продукцию.

Проект строительства Ленинградской ГАЭС является эффективным как при ожидаемых значениях технико-экономических показателей, так и при пессимистических значениях.

Проект считается устойчивым, так как при всех сценариях он оказался эффективным и финансово реализуемым. При варьировании исходных показателей ЧДД остался положительным, и необходимый резерв финансовой реализуемости проекта был обеспечен.

3.4.. Влияние инфляции на обоснование целесообразности 3.4.1. Сущность инфляции, взаимосвязь инфляции и инвестиций Инфляция в наиболее общем виде представляет собой процесс обесценивания бумажных денег. В рыночной экономике этот процесс, как правило, связан с ростом цен.

Следует отметить, что вопросам инфляции посвящено большое количество научных работ, в которых отражены вопросы, связанные с особенностями инфляционных процессов в России и за рубежом, учетом инфляции, ролью инфляции в экономике [59, 63, 61, 87, 89, 93, 101-103], взаимосвязью инвестиций и инфляции, методам регулирования инфляции [41, 65,72].

Инфляция – процесс чрезмерной эмиссии денежных знаков или снижения товарной массы в обращении при неизменном количестве выпущенных денег, приводящий к обесцениванию бумажных денег и падению их покупательной способности [52, с. 250]. Это определение дается в большой экономической энциклопедии. Большинство экономистов также определяют инфляцию как процесс повышения общего уровня цен в стране, сопровождающийся обесценением денежной массы. В частности Кравченко П.П. дает следующее определение:

«инфляция – повышение общего уровня цен» [78, с. 96].

В [108,с.96] инфляция рассматривается как экономическое понятие в широком и узком смысле слова. В широком смысле слова – это форма проявления дисбаланса в макроэкономических процессах, нарушения равновесия между совокупным спросом и совокупным предложением. В узком смысле слова – это процесс обесценения денег, снижение их покупательной способности.

В результате анализа определений в трактовке сущности инфляции выделяют пять подходов [78, с. 86].

1) Согласно первому походу инфляция сводится к росту цен на товары и услуги. Здесь особое внимание уделяется вопросам ценообразования и количественным измерителям инфляции, таким как различные индексы 2) Сторонники второго подхода понимают под инфляцией процесс расширения денежной массы, не имеющей товарного покрытия.

3) При третьем подходе ученые разделяют понятия «инфляция» и «рост цен», который может быть «не инфляционным». Например, повышение цен в связи с улучшением качества продукции или внедрением новых современных технологий никак не связано с инфляцией.

4) Сторонники четвертого подхода рассматривают инфляцию, как процесс скрытого перераспределения реальных доходов и накоплений между экономическими субъектами. Объясняется это тем, что перераспределение ценностей является результатом того, что различные виды активов по-разному реагируют на инфляцию.

5) Приверженцы пятого подхода считают, что инфляция – это проявление противоречий между деньгами как мерой стоимости и знаками стоимости. Это связано с тем, что по мере развития денежного обращения произошло разделение двух функций денег: деньги как мера стоимости и деньги как средство обращения.

Проанализировав определения инфляции, можно сделать вывод о том, что, несмотря на их многообразие, они дополняют друг друга, так как инфляция является сложным, многофакторным, подчас противоречивым экономическим явлением.

Взаимосвязь инфляции и инвестиций приобретает особую актуальность в условиях смены модели социально-экономического развития России в период 2007-2009 гг. Это изменение проявляется в переносе акцента с природных факторов на инновационное развитие, технологическую модернизацию, инвестиционную активность в целях повышения конкурентоспособности на всех этапах воспроизводства и рынках [74,75,80].

Инвестиции в зависимости от их объема и характера играют двоякую роль в развитии инфляционного процесса, с одной стороны усиливая, а с другой - сдерживания его темпы. Позитивная роль инвестиций проявляется при рациональном их использовании для развития предприятий, выпускающих пользующиеся спросом товары и услуги, которые обеспечивают устойчивость денег и ценовую стабильность. Негативная роль инвестиций в инфляционном процессе обычно связана с длительным сроком их окупаемости и их низкой эффективностью. При этом возникает значительный временной лаг между формированием денежного спроса (инвестиционного и потребительского) при финансировании затрат на осуществление инвестиционного проекта и выпуском продукта, а также его реализацией. Непроизводительные инвестиции, связанные с развитием спекулятивных, теневых и серых операций с капиталом, оторванные от процесса воспроизводства, служат питательной базой инфляционного процесса.

Кроме прямой, существует обратная связь инвестиций и инфляции. Она проявляется в отрицательном влиянии инфляционного роста цен на инвестиционный процесс. Инфляция подрывает стимулы к денежным сбережениям и накоплениям, необходимым для финансирования инвестиций, вызывает обесценивание капитала. Инфляционные ожидания влияют на принятие решения об инвестициях участниками рыночной экономики. Это один из факторов, снижающих привлекательность инвестиционных проектов, хотя в России остро стоит проблема обновления изношенных производственных фондов.

Взаимосвязь инвестиций и инфляции зависит от их состояния в стране.

Для выявления взаимосвязи инвестиций и инфляции необходимо четкое определение понятия инвестиций. Определения инвестиций, встречающиеся в нормативных документах и законодательных актах, различаются не только по форме, но и по содержанию: часто путаются термины «инвестиции» и «капиталовложения».

Инвестиции – денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, иные права, имеющие денежную оценку, вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности в целях получения прибыли и (или) достижения полезного эффекта [ФЗ «Об инвестиционной деятельности в РФ, осуществляемой в форме капитальных вложений» от 25 февраля 1999 г № 39-ФЗ].

Темп инфляции зависит от динамики эффективных инвестиций. Рост быстро окупаемых инвестиций сдерживает инфляцию с учетом временных лагов, а снижение инвестиций ведет к инфляционным последствиям.

При концентрации инвестиций в определенных секторах (отраслях) экономики происходит ускорение отраслевой инфляции. Увеличение темпа отраслевой инфляции в целом стимулирует развитие определенных отраслей, если оно невелико, не вызывает значительную цепную реакцию в смежных секторах и не оказывает существенного влияния на общий индекс цен.

Инвестиции сконцентрированы в основном в экспортно-сырьевых отраслях, жилищном секторе, инфраструктуре. Источниками инвестиций в экономику в основном являются собственные средства при низкой доле банковских кредитов. В структуре источников финансирования предстоят изменения в сторону снижения доли собственных средств и бюджетных средств и увеличения банковских кредитов и прямых иностранных инвестиций, привлечения новых источников финансирования [75]. Предусмотрено вовлечение в инвестиционный процесс средств Инвестиционного фонда, формируемых государственными институтами развития, включая Государственную корпорацию развития, негосударственные венчурные компании.

Однако повышение инвестиционной активности может вызвать инфляционные последствия. Для их снижения важен контроль качества и сроков реализации инвестиционных проектов. В этой связи важно повысить эффективность оценки инвестиционных проектов с учетом производственного, научнотехнического и финансового потенциала инвесторов.

3.4.2. Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС Вопросы влияния инфляции на оценку эффективности инвестиционных проектов отражены в литературе по оценке эффективности инвестиционных проектов [49,77,79,83]. Учитывая, что ГАЭС имеют длительные сроки строительства и эксплуатации, особое значение приобретает влияние и учет инфляции при обосновании эффективности инвестиционного проекта.

Для обоснования инвестиционных решений в энергетике используются следующие показатели экономической эффективности [29]:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- индекс доходности (ИД);

- срок окупаемости.

Основным критерием выбора варианта является ЧДД (интегральный экономический эффект) за полный срок строительства и эксплуатации объекта Т, который определяется по формуле (3.6):

где РПt – результаты (объем реализованной продукции) года t;

Зt – затраты года t, определяются как сумма капитальных вложений и ежегодных издержек Зt = Кt+ Иt;

Ен – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (минимальное значение принимается равным ставке рефинансирования Центробанка);

t – номер шага расчета (t = 1, 2, … T), T – срок службы, определяемый исходя из срока строительства и эксплуатации объекта.

Для энергетических объектов, учитывая большие сроки строительства и эксплуатации, горизонт расчета принимается равным 25-30 годам.

Для стоимостной оценки результатов и затрат в формуле (3.6) согласно методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов могут использоваться базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены, причем на стадии технико-экономического обоснования обязательным является расчет экономической эффективности в прогнозных и расчетных ценах, одновременно рекомендуется осуществлять расчеты и в базисных ценах [35]. Расчетные цены используются для вычисления интегральных показателей эффективности, если текущие значения затрат и результатов выражаются в прогнозных ценах.

Под базисными ценами понимаются цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенный момент времени Ц(б), которые считается неизменными в течение всего расчетного периода. Эти цены будем называть сопоставимыми, поскольку они дают сравнительную оценку различных показателей на определенный момент времени.

Оценим, как будут отличаться показатели эффективности, если расчет ведется в первом случае в расчетных (и прогнозных) ценах, во втором случае – в базисных (сопоставимых) ценах. Для этого рассмотрим взаимосвязь между расчетными (и прогнозными) ценами и базисными (сопоставимыми) ценами.

Прогнозная цена Ц(t) продукции или ресурса в конце t-ого шага расчета определяется по формуле [35]:

где Ц(б) – базисная цена продукции или ресурса;

J(t,tн) – индекс изменения цен продукции или ресурсов соответствующей группы в конце t-ого шага по отношению к начальному моменту расчета.

Расчетная цена определяется по формуле [35]:

где JG(tн,t) – индекс изменения общего уровня цен в начальный момент времени по отношению к t-ому моменту времени.

Учитывая следующее соотношение между индексами изменения цен выражение (3.8) можно записать:

Исходя из формулы (3.9) можно сделать вывод, что прогнозная цена будет равна базисной (сопоставимой), если индекс изменения цен продукции или ресурсов соответствующей группы J(t, tн) будет равен индексу изменения общего уровня цен JG(t, tн) (в конце t-ого шага по отношению к начальному). В этом случае расчеты показателей эффективности можно проводить в базисных (сопоставимых) ценах, так как показатели эффективности с учетом и без учета инфляции будут одинаковы. Эта особенность расчета показателей эффективности отмечается также в литературе [49].

Таким образом, если ожидается, что все издержки и цена реализации, а, следовательно, ежегодные денежные потоки будут повышаться с той же скоростью, что и общий уровень инфляции, который также учтен в цене капитала, то ЧДД с учетом инфляции будет равен ЧДД без учета инфляции [49].

Иногда анализ показателей эффективности выполняется в денежных единицах постоянной покупательной способности (в базисных ценах), но с учетом номинальной ставки банка (рыночной цены капитала). Такая оценка приводит к искажению реальной эффективности проекта, к занижению величины ЧДД, поскольку номинальная ставка банка включает (а по сути, задает) инфляционную надбавку (в знаменателе формулы ЧДД есть инфляционная надбавка, а в числителе ее нет).

Проведем сравнение показателей экономической эффективности ГАЭС двумя способами. Первый способ предполагает расчет денежного потока в базисных (сопоставимых) ценах, то есть без учета инфляции, при этом из цены капитала также исключается инфляция, т.е. используется реальная процентная ставка.

Второй способ предполагает расчет ЧДД с учетом инфляции (в расчетных ценах), когда денежные потоки рассчитываются с учетом темпов инфляции на конкретных рынках.

Для этих способов были проведены расчеты показателей экономической эффективности на примере проекта строительства гидроаккумулирующей электростанции.

Для первого способа расчет показателей эффективности осуществляется в сопоставимых ценах и предполагает, что цены на продукцию, услуги и ежегодные издержки остаются неизменными на протяжении всего расчетного периода.

Для этого случая необходимо выбрать величину процентной ставки банка.

Если расчеты показателей эффективности проводятся в постоянных ценах, то численное значение банковской процентной ставки по депозитам, кредитам и ожидаемым дивидендам по привилегированным акциям принимается по реальным ставкам, т.е. без учета инфляции (Ерд, Еркр, Ера) [35]. При учете инфляции банковские проценты принимаются по номинальным ставкам (Еном д, Еном кр, Еном а). При этом между величинами Ер и Еном существуют следующие соотношения:

где rи – ожидаемый темп инфляции.

Более точно величину номинальной процентной ставки можно записать как Еном д = (1+Ерд)(1+rи) – 1, откуда Ерд = Еном д – rи – Ердrи.

Формулы (3.10) – (3.12) справедливы для условия, когда Ерд и rи относительно невелики и составляющей Ерд·rи можно пренебречь.

Рассмотрим изменение величины номинальной Ен и реальной Ер процентных ставок банка и инфляции за 10 лет с 2000 по 2010 г. (табл. 3.11.) [121].

Величина Ен обычно принимается по ставке рефинансирования ЦБ России. За рассматриваемый период величина Ен снизилась с 33,2% до 8%, вследствие этого снижалась и инфляция, что привело к снижению реальной процентной ставки с 13% до 0, причем последние годы она колебалась от + 3,1% до – 2,4%.

Средняя величина реальной процентной ставки составила 3% (с 2001 по 2010 год) и 0,65 % (с 2005 по 2010 год). Исходя из этого, при расчете показателей экономической эффективности в сопоставимых ценах реальная процентная ставка принималась равной 3%.

Таблица 3.11. Значения инфляции и номинальной и реальной процентных ставок банка с 2000 г. по 2010 г.

На примере проекта строительства гидроаккумулирующей электростанции были получены показатели экономической эффективности при расчете в базисных ценах и значении Ер = 3 %, т.е. без учета инфляции (первый способ).

Следует отметить, что ГАЭС отличаются высокими удельными капитальными вложениями и сроками окупаемости инвестиций, большими сроками эксплуатации (50 лет), однако они позволяют реализовать ряд эффектов (экономия топлива от выравнивания суточного графика нагрузки и от снижения расхода электроэнергии на собственные нужды, экономия от снижения резерва мощности на проведение плановых ремонтов, и др. [82]), которые подробно были рассмотрены в главе 2. Поэтому расчеты показателей эффективности были проведены с учетом и без учета эффектов с использованием стандартной программы Альт-Инвест. При проведении расчетов данные по затратам на производство электроэнергии и мощности и по выручке ГАЭС, а также по капитальным вложениям были приняты исходя из показателей, представленных в главе 2 и 3.

Исходные данные для расчетов представлены в табл. 3.12.

При проведении расчетов было принято, что строительство ГАЭС длится 5 лет, при этом сумма капитальных вложений равными долями распределена в течение 5 лет. Ввод в эксплуатацию электростанции через три года производится на половину мощности, а через пять – на полную мощность. В первые 20 лет после ввода электростанции в эксплуатацию при расчете прибыли учитывается цена на новую мощность, начиная с 21 года после ввода ГАЭС цена на мощность снижается в два раза. Полезный срок эксплуатации составляет 50 лет.

В расчетах тарифы приняты на уровне 2010 г. Тариф на продажу электроэнергии в часы пика нагрузки принят 1,64 руб./кВт.ч. Тариф на новую мощность принят 462590 руб./МВт.мес.

Топливная составляющая рассчитывалась как произведение тарифа на покупку в часы провала графика нагрузки на потребленную электроэнергию:

0,43 2738,86 = 1177,710 млн. руб. (в расчетах принято, что 80 % электроэнергии потребляется от АЭС и 20 % от КЭС на газе).

Таблица 3.12. Показатели доходов и расходов для ГАЭС, млн. руб.

Затраты на производство э/э и мощности 4141,420 2070, Расходы на услуги регулирующих организаций, в Результаты расчетов для первого способа (без учета инфляции в базисных ценах при Ер = 3 %) составили:

а) Показатели экономической эффективности без учета эффектов:

ЧДД - 26676 млн. руб., простой срок окупаемости - 19,4 лет, дисконтированный срока окупаемости - 30 лет, т.е. проект эффективен.

б) Показатели экономической эффективности с учетом эффектов:

ЧДД - 268789 млн. руб., простой срок окупаемости - 11,9 лет, дисконтированный срока окупаемости - 13 лет, ВНД - 11,9 % (больше Ер = 3%), т.е. проект эффективен.

3.4.3. Метод оценки эффективности инвестиций в ГАЭС Оценим теперь показатели экономической эффективности с учетом инфляции. Для этого проанализируем изменение прогнозных показателей доходов и расходов при расчете ЧДД для энергетических предприятий.

Величина объема продаж для энергетических предприятий определяется тарифами на энергию, величина издержек в значительной степени определяется ценами на топливо, в частности – ценами на газ. Кроме этого изменение издержек зависит также от индекса-дефлятора заработной платы, индекса-дефлятора промышленной продукции.

Проанализируем изменение инфляции и показателя, который в значительной степени влияет на объем продаж и на показатели экономической эффективности - тарифов на энергию за прошлый период.

Рост тарифов на электроэнергию с 2000 года по 2005 год снизился с 22% до 9% [98], инфляция за этот же период снизилась с 20% до 10%. Таким образом, за этот период изменение тарифов и инфляции практически совпали. Однако, начиная с 2005 года по 2010 год, тарифы на розничном рынке выросли с 0,697 до 2,961 руб./кВтч., или в 4,25 раза, что было обусловлено расширением сектора свободного ценообразования на розничном рынке электроэнергии [86].

При этом годовые темпы роста тарифов составили в среднем 35 % (по годам соответственно 47%, 70 %, 23 %, 21 %, 14 %). Величина инфляции за год в этот же период изменялась в диапазоне 8-12 %.

В этих условиях, когда тарифы и инфляция меняются по-разному, исключать инфляцию из рассмотрения не следует, расчет затрат и результатов при определении показателя ЧДД необходимо проводить в прогнозных ценах, а величину процентной ставки банка принимать по номинальной величине. Однако при оценке величины ЧДД для проектируемых энергетических объектов значение различных показателей на 20-30 лет вперед, определяющих величину дохода и издержек, на основе индексов-дефляторов предусмотреть достаточно сложно.

При оценке величины ЧДД для проектируемых энергетических объектов используются прогнозные значения показателей, определяющих величину доходов и издержек, представленных в различных источниках. Одни показатели задаются на перспективу в абсолютных величинах (цены на энергию и мощность, цены на топливо), а другие – определяются через индексы роста цен на продукцию и услуги (индекс инфляции Iинф, индекс-дефлятор заработной платы Iз/п, индекс-дефлятор промышленной продукции Iпром. прод., индекс-дефлятор инвестиций Iинв.). В расчетах величину этих показателей можно принять по данным ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» и ОАО «РусГидро» [23,100] (см. Приложение П9-П16).

Прогнозные изменения рассматриваемых показателей, а также абсолютные значения тарифов на электроэнергию и цен на топливо для разных источников отличаются незначительно (табл.3.13). В частности, рост показателей по данным [100] немного превышает их рост по данным [23]. Значение ЧДД за полный срок строительства и эксплуатации объекта будет определяться соотношением роста показателей доходной и расходной базы и величиной инфляции. Кроме того, если рост доходной базы превышает рост расходной базы, то это будет увеличивать эффективность проекта, и наоборот.

По данным [100] и [23] рост показателей доходной и расходной базы близки, т.к. в первом случае доходы возрастают в 2,33 раза, а расходы в среднем в 2,4 раза, во втором случае доходы возрастают в 2,2 раза, расходы – в 2, раза. Следовательно, прогнозная величина чистого дохода (числитель выражения 3.6) возрастет к 2025 г. в 2,2-2,3 раза.

При расчете показателей экономической эффективности за основу были выбраны показатели ОАО «РусГидро» [23], исходя из того, что объектом исследования является гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС).

Таблица 3.13. Сравнительная оценка прогнозных макроэкономических 1. Тариф на электроэнер- Рост базисного индекса Рост базисного индекса ингию инфляции Iб в 2,33 раза фляции в 2,2 раза 2. Диапазон изменения Снижение цепных ин- Снижение цепных индексов с среднегодового индекса дексов инфляции Iц с 8,6 7 % до 3,2 % (оптимистичный 5. Индекс-дефлятор зарпла- Нет данных Рост в 1,95 раза*) ты Iб 6. Общий рост индекса- Рост в 2,54 раза Рост в 2,59 раза*) дефлятора промышленной продукции за рассматриваемый период Iб 7. Общий рост индекса- Рост в 2,38 раза Рост в 2,0 раза*) дефлятора инвестиций за рассматриваемый период Iб *) Значение показателя для оптимистичного варианта Рассмотрим теперь влияние показателя процентной ставки банка на результирующие показатели проекта. Среднее значение номинальной процентной ставки банка за 5 лет в период с 2006 по 2010 гг. составила 10,5% (табл.3.11). В настоящее время номинальная процентная ставка составляет 8% (ставка рефинансирования ЦБ), поэтому в расчетах была принята эта величина.

Величина процентной ставки банка, как правило, остается неизменной на всем диапазоне интервала расчета показателей эффективности. Учитывая, что диапазон расчета при оценке эффективности проектов в энергетике составляет 25-30 лет, а для ГАЭС – 50 лет, оценим, как величина процентной ставки банка может повлиять на результирующие показатели проекта. Для этого определим значение коэффициента приведения F в формуле (3.6) при значении Е= 10 % и Е= 8 %:

F=(1+0,1)15 = 4,18, (1+0,1)25 =10,83; (1+0,08)15 = 3,17, (1+0,08)25 =6,85.

Таким образом, при расчете ЧДД числитель формулы (3.6) возрастает в 2,2 раза, а знаменатель – в 3,2-4,2 раза к 2025 г. (за 15 лет функционирования объекта), т.е. знаменатель приблизительно в 1,7 раза растет быстрее, чем числитель. Это приводит к занижению эффективности проекта.

Следует отметить, что при увеличении расчетного периода до 25 лет знаменатель возрастет к концу периода в 6,9-10,8 раза (в зависимости от величины процентной ставки банка 8 % или 10 %), а числитель возрастет в 3 раза, так как после 15 лет функционирования объекта годовые индексы-дефляторы, определяющие доходы и расходы, ежегодно растут в среднем на 3 % согласно данным ОАО «РусГидро».

Учитывая, что нормативный срок функционирования ГАЭС составляет лет, эта разница еще более значение к концу периода, что приведет к еще большему занижению эффективности проекта.

Расчет издержек по ГАЭС проводился по следующей схеме:

- прогнозное значение издержек на топливо (режим потребления для ГАЭС в период провала нагрузки) определялось как произведение базисного значения издержек на индекс роста цен на топливо:

- издержки на заработную плату Ипрз/п = Ибз/п * Iз/п ;

- производственные расходы Ипрпром. прод. = Ибпром. прод. * Iпром. прод. ;

- прочие издержки Ипрпроч = Ибпроч * Iинф.;

- издержки регулирующих организаций Ипррег. орг. = Ибрег. орг. * Iинф. ;

- издержки на амортизацию Ипраморт = Ибаморт = аn/100 * Кб ;

- издержки на ремонт Ипррем = Ибрем * Iпром. прод. ;

- издержки на техперевооружение и реконструкцию ИпрТПиР = ИбТПиР * Iинв. ;

- налоги, относимы на текущие затраты Ипрналог = Ибналог = 0,19*Фбал/100.

Выручка определялась как сумма выручки от продажи электроэнергии и мощности:

Rпрэ/э = Rбэ/э * IРСВ ;

На примере проекта строительства гидроаккумулирующей электростанции были получены показатели экономической эффективности (с учетом и без учета эффектов) при расчете в прогнозных и расчетных ценах и значении номинальной процентной ставки 8 %, т.е. с учетом инфляции (второй метод).

Результаты расчетов для второго метода (с учетом инфляции в расчетных ценах при Ер = 8 %) составили:

а) Показатели экономической эффективности без учета эффектов:

ЧДД – -779,01 млн. руб., дисконтированный срока окупаемости - нет, т.е. проект не эффективен.

б) Показатели экономической эффективности с учетом эффектов:

ЧДД - 41325 млн. руб., простой срок окупаемости - 11 лет, дисконтированный срока окупаемости – 15,5 лет, ВНД - 12,3 % (больше Ер = 3%), т.е. проект эффективен.

Сравним значения показателей эффективности, полученные по первому и второму методам.

Для варианта без учета системных эффектов проект эффективен для первого метода (без учета инфляции), не эффективен – для второго метода (с учетом инфляции). Для варианта с учетом системных эффектов, повышающих его эффективность, проект эффективен для двух рассматриваемых методов, т.е. с учетом и без учета инфляции.

Для второго метода расчета была принята величина номинальной процентной ставки Ен = 8%, для первого метода расчета величина реальной процентной ставки была принята Ер = 3%, отсюда величина инфляции при этом составила rи = 5% на всем рассматриваемом интервале расчета.

При расчете прогнозных показателей доходной и расходной части денежных потоков (с учетом инфляции) общий индекс инфляции, а также остальные индексы-дефляторы через 10-15 лет от начала рассмотрения проекта снижаются до величины 2-3 % в год. Неоднозначность задания индексов инфляции на топливо, заработную плату и др. при расчете прогнозных показателей доходов и расходов (числитель формулы ЧДД, rи = 2-3%) и общего индекса инфляции при выборе величины номинальной процентной ставки (знаменатель формулы ЧДД, rи = 5%) приводит к занижению эффективности проекта. Поэтому первый метод расчета показателей эффективности инвестиционного проекта, который исключает инфляцию из расчетов и, таким образом, свободен от этого недостатка, дает более объективный результат.

В рассматриваемом примере оценки эффективности инвестиционного проекта сооружения электростанции, имеющей длительный срок эксплуатации, неоднозначный учет инфляции для второго метода (с учетом инфляции) в формуле ЧДД (в числителе инфляция снижается к 10 году до 2-3-%, в знаменателе – остается постоянной, равной 5-6%) приводит к снижению эффективности проекта, который становиться в результате не эффективным.

Следует также отметить, что за последние пять лет, величина инфляции составила в среднем 10 %, т.е. в два раза больше, чем принято в расчетах, а реальная процентная ставка 0,65 %, т.е. в 4,6 раз меньше, чем принято в расчетах.

В этом случае разница в расчетах показателя ЧДД по первому и второму методам еще больше возрастает, занижая эффективность проекта по второму методу с учетом инфляции.

Для оценки эффективности проектов в энергетике с длительными сроками эксплуатации расчет ЧДД в базисных ценах без учета инфляции исключает неоднозначность ее задания и дает более обоснованные решения. С этих позиций представляется целесообразным использовать следующие методы оценки эффективности проектов в энергетике:

- наряду с традиционным методом оценки ЧДД в расчетных ценах в обязательном порядке оценивать ЧДД в базисных ценах без учета инфляции, используя при расчете ЧДД величину реальной процентной ставки для определения коэффициента приведения;

- предлагается модифицировать метод учета инфляции при определении ЧДД следующим образом: первые десять лет рассматриваемого периода расчет проводить с учетом индексов инфляции для оценки показателей доходов, расходов и коэффициента приведения, задаваемых энергетическими или государственными организациями, после 10-го года индексы инфляции для оценки коэффициента приведения принимать такими же, какие задаются и для остальных показателей доходов и расходов, т.е. на уровне rи = 2-3 %.

Выводы по главе III:

1. Для оценки экономической эффективности ГАЭС предлагается использовать метод, основанный на учете системных эффектов, оказываемых ГАЭС на энергетическом рынке.

2. Оценка экономической эффективности ГАЭС без учета системных эффектов показала, что показатели эффективности невысоки. Об этом свидетельствует индекс доходности дисконтированных инвестиций, значение которого равно единице, невысокий ЧДД проекта и срок окупаемости, составляющий лет. С учетом системных эффектов показатели эффективности существенно повышаются, срок окупаемости составляет 15 лет, индекс доходности 1,79, а чистый дисконтированный доход – 43,5 млрд. руб. Таким образом, предлагаемая методика оценки эффективности ГАЭС, предполагающая учет системных эффектов, подтверждает эффективность ГАЭС на энергетическом рынке.

3. Учет неопределенности исходной информации при оценке эффективности ГАЭС показал что, наиболее значимое влияние на показатели эффективности оказывает изменение цен на реализуемую продукцию. Инвестиции в ГАЭС являются эффективными, как при ожидаемых уровнях технико-экономических показателей, так и при пессимистических уровнях. Проект считается устойчивым, так как при всех сценариях он оказался эффективным и финансово реализуемым. При варьировании показателей ЧДД остался положительным, и необходимый резерв финансовой реализуемости проекта был обеспечен.

4. В теории, и на практике инфляция чаще всего измеряется с помощью показателей, характеризующих динамику цен. В технико-экономических расчетах при обосновании эффективности проекта прогнозные значения объема реализованной продукции и издержек определяются на основе целого ряда индексов цен на промышленную продукцию, на заработную плату, на газ, на электроэнергию и мощность (новую и действующую), что вносит существенную погрешность в расчеты.

5. Величина инфляции в России за последние 10-12 лет существенно снизилась (с 20,2 % в 2000 г. до 8 % в 2010 г.), поэтому величину номинальной процентной ставки банка можно определять как сумму реальной процентной ставки и инфляции.

6. Если ожидается, что все доходы и расходы, а, следовательно, ежегодные денежные потоки в формуле ЧДД будут повышаться с той же скоростью, что и общий уровень инфляции, который также учтен в цене капитала, то ЧДД с учетом инфляции будет равен ЧДД без учета инфляции.

7. При оценке эффективности инвестиционных проектов в энергетике с длительными сроками эксплуатации двумя методами (с учетом и без учета инфляции) конечные результаты проекта существенно изменяются: без учета инфляции – проект ГАЭС эффективен, с учетом инфляции – не эффективен.

8. В результате оценочных расчетов эффективности ГАЭС показано, что при использовании формулы чистого дисконтированного дохода для оценки эффективности проекта энергетических объектов учет инфляции ведется неоднозначно, в числителе (при оценке доходов и расходов) – снижается с течением времени, в знаменателе (при оценке коэффициента приведения) – остается постоянным, что занижает эффективность проекта.

9. Для оценки эффективности проектов в энергетике с длительными сроками эксплуатации расчет ЧДД в сопоставимых (базисных) ценах без учета инфляции исключает неоднозначность ее задания и дает более обоснованные решения. С этих позиций представляется целесообразным наряду с традиционным подходом использовать следующие подходы. Первый подход предполагает исключение инфляции на всем рассматриваемом диапазоне времени, используя величину реальной процентной ставки и оценку показателей в сопоставимых ценах на начало расчетного периода. Второй подход предполагает первые десять лет рассматриваемого периода расчет проводить с учетом индексов инфляции для оценки показателей доходов, расходов и коэффициента приведения, задаваемых энергетическими или государственными организациями, после 10го года индексы инфляции для оценки коэффициента приведения принимать такими же, какие задаются и для остальных показателей доходов и расходов, т.е. на уровне rи = 2-3 %. Для энергетических объектов с большими расчетными сроками эксплуатации 25-50 лет, в частности для ГАЭС, такие подходы могут дать возможность получения более обоснованного решения по оценке эффективности ГАЭС.

ГЛАВА IV. МЕХАНИЗМЫ РЕАЛИЗАЦИИ СИСТЕМНЫХ

ЭФФЕКТОВ ПРИ ФУНКЦИОНИРОВАНИИ ГАЭС

НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

4.1. Принципы функционирования рынка электроэнергии 4.1.1. Общие принципы функционирования рынка электроэнергии В общем случае электроэнергетический рынок - это сфера операций по купле-продаже следующих основных видов продукций и услуг:

-электрической энергии;

-электрической мощности;

-услуг по транспортировке и распределению электроэнергии;

-технологических услуг, связанных с обеспечением надежного функционирования основной электросети и поддержанием качественных параметров энергоснабжения на нормативном уровне;

-услуг по сбыту энергии (включая расчеты и измерения);

-услуг по повышению энергоэффективности, предоставляемых потребителям.

Субъектами рынков являются:

1) производители электроэнергии - генерирующие компании, независимые производители электроэнергии;

2) поставщики электроэнергии - компании, осуществляющие передачу энергии по магистральным сетям, компании-дистрибьюторы, осуществляющие передачу по распределительным сетям, энергосбытовые организации;

3) энергосервисные компании;

4) биллинговые (расчетно-измерительные) компании;

5)независимые коммерсанты-брокеры (обеспечивающие посреднические услуги при заключении контрактов), дилеры (покупают и перепродают электроэнергию);

6) потребители энергии различных групп и категорий.

Следует отметить, что электроэнергетический рынок является воплощением определенной организационной модели. В результате проведенных преобразований в электроэнергетике России была принята и реализована конкурентная модель рынка.

Коренные преобразования в электроэнергетики России начались после принятия Правительством РФ постановления № 526 от 11.07.2001 г. «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации». Преобразования были проведены в три этапа на основе конкурентной модели рынка электроэнергии, являющейся наиболее радикальной моделью развития рыночных отношений в электроэнергетике. В результате проведенных преобразований и разделения АО-энерго и ОАО «РАО ЕЭС России» на генерирующие компании, распределительные сетевые и сбытовые компании, а также формирования инфраструктуры рынка – администратора торговой системы, системного оператора и региональных сетевых компаний – создан конкурентный двухуровневый (оптовый и розничный) рынок электроэнергии и мощности. Последующие постановления Правительства РФ, а также Федеральный закон «Об электроэнергетике» определили основные принципы функционирования рынка электроэнергии и мощности [2,3, 9,10].

Учитывая, что проектируемая Ленинградская ГАЭС будет входить в структуру ОАО «РусГидро», которая действует на оптовом рынке, рассмотрим структуру оптового рынка электроэнергии и мощности.

В соответствии с п. 1 ст. 32 Закона об электроэнергетике [2,3] оптовый рынок электрической энергии (мощности) представляет собой сферу обращения особого товара - электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России в границах единого экономического пространства Российской Федерации с участием крупных производителей и крупных покупателей электрической энергии, получивших статус субъекта оптового рынка и действующих на основе правил оптового рынка.

Важнейшим шагом на пути к целевой модели оптового рынка электроэнергии (мощности) стало принятие новых Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода (НОРЭМ), утвержденных постановлением Правительства РФ от 31.08.2006 №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности) [9]. В этих правилах определены механизмы конкурентной торговли электрической энергией, которые заложены в целевой модели оптового рынка. Постепенное снижение объемов электроэнергии, торгуемых на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам), предусмотренное новыми Правилами, обеспечивает возможность постепенного перехода к целевой модели.

Новые правила не отменили государственного регулирования тарифов на покупку электроэнергии с оптового рынка, но их главная особенность в том, что плавно, начиная с 2007 г., объемы поставок по регулируемым ценам ежегодно уменьшались на 5-15%, и, соответственно, росли объемы, продаваемые по свободной цене. В результате начиная с 2011 года вся электроэнергия (за исключением поставок населению) реализуется по свободным (нерегулируемым) ценам.

Для создания экономических условий притока инвестиций согласно НОРЭМ все новые мощности (не учтенные в утверждаемом Федеральной службой по тарифам России прогнозном балансе на 2007 год) участвуют в оптовом рынке по свободным нерегулируемым ценам. Регулируемые договоры в отношении таких объектов генерации не заключаются.

Правила функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности постоянно корректируются, в настоящее время они регламентируются постановлением Правительства РФ от 27.12.2011 №1172 и Договором о присоединении к торговой системе [39].

Генерирующими компаниями, действующими на рынке, являются: 6 тепловых оптовых генерирующих компаний (ОГК), гидрогенерирующая компания (ОАО «РусГидро»), 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК), государственный концерн «Росэнергоатом». Передача электроэнергии осуществляется по магистральным высоковольтным ЛЭП, которыми управляет принадлежащая государству Федеральная сетевая компания (ФСК), и по распределительным ЛЭП. Государственные пакеты акций межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК) переданы ОАО «Холдинг МРСК». Диспетчерское управление Единой энергосистемой России осуществляет системный оператор (ОАО «СО ЕЭС»). Оператором экспорта-импорта электроэнергии является ОАО «Интер РАЭ ЕЭС», которая владеет также рядом генерирующих активов в России и за рубежом.

Оптовый рынок электроэнергии и мощности функционирует на территории регионов, объединенных в две ценовые зоны: первая ценовая зона – Европейская часть России и Урал, вторая – Сибирь. В неценовых зонах (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми, регионы Дальнего Востока), где по технологическим причинам организация рыночных отношений в электроэнергетике пока невозможна, реализация электроэнергии и мощности на оптовом рынке осуществляется по регулируемым тарифам.

В результате проведенных преобразований на рынке электроэнергии (мощности) действуют следующие секторы оптового рынка [53]:

- регулируемые договоры (с 2011 года только для коммунально-бытовых потребителей);

- свободные двухсторонние договоры;

- рынок на сутки вперед;

- балансирующий рынок;

- рынок мощности.

Во многих странах мира также проводятся реформы по реструктуризации электроэнергетики. Теоретической основой этих преобразований занимались Р.Бонн и М.Карманис [120,121], в исследованиях которых доказывалось, что в рыночных условиях полной либерализации энергетический рынок будет эффективно функционировать.

В ряде работ, в частности в работе Л.С.Беляева [50] и Ф.Сиосханси и В.Фафенберга [122] показано, что на энергетических рынках в силу особенностей электроэнергетики, не обеспечивается устойчивое развитие генерирующих мощностей. Для эффективного развития рыночных отношений в электроэнергетике необходимо создание специальных стимулирующих механизмов.

В разных странах действуют различные механизмы развития генерирующих мощностей. В частности, в США в ряде объединений (PJM, New England, New York) функционирует дифференцируемый по районам рынок мощности в форме централизованных аукционов (от ежедневных до аукционов на несколько лет) [123-125], в ряде же штатов США и в странах Юго-Восточной Азии сохранились эффективно функционирующие вертикально-интегрированные электроэнергетические компании [50].

Ежедневный аукцион мощности позволяет энергосбытовым организациям согласовывать ресурсы мощности с краткосрочными изменениями в нагрузке потребителей, а аукционы на более длительный период обеспечивают согласование среднесрочных и долгосрочных обязательств с ресурсами мощности.

Функционирование рынка мощности предусматривает компенсацию переменных затрат поставщика в составе платежа за электроэнергию, а условнопостоянных ежегодных затрат и инвестиций – в составе платежа за мощность, т.е. на рынке мощности.

Недостатком рынка мощности является проявление рыночной власти, для ограничения которой может быть использовано установление верхнего предела цены на мощность [126]. Кроме того, рынки мощности могут образовывать цены, не находящиеся в состоянии равновесия с ценами на электроэнергию, в результате чего эффективность функционирования энергетического рынка снижается.

Использование рынка мощности в других странах показывает, что имеются другие механизмы функционирования рынка мощности, в частности в Испании и Ирландии используется плата за мощность, причем в Испании был введен платеж за мощность, действующий в течение 10 лет [123,127,128].

В некоторых странах используются специальные вспомогательные инструменты поддержки развития рынка мощности. Так на энергетических рынках Великобритании, Скандинавии, Австралии действует рынок электроэнергии, однако доходы рынка электроэнергии не достаточны для возврата капиталовложений. На этих рынках установлены дополнительные платежи для генерирующих мощностей, в результате чего объект генерации получает дополнительную плату сверх равновесной цены рынка электроэнергии в обмен на выработку электроэнергии по команде диспетчера [123,129]. В Великобритании используются также долгосрочные внебиржевые двусторонние контракты с энергосбытовыми организациями или потребителями, кроме того с 2001 г. действует механизм приобретения «краткосрочных эксплуатационных резервов»

[128,130]. В Скандинавии надежность энегоснабжения обеспечивается за счет поддержки государства, а также за счет такого инструмента, как «повышенная цена в период дефицита» для стимулирования инвестиций [128,129,131]. Недостатки таких рынков электроэнергии связаны с техническими и политическими факторами, которые ограничивают возможности потребителей реагировать на изменение цены на электроэнергию в реальном времени, что препятствует получению эффективных результатов в период дефицита генерирующих мощностей.

В странах Южной Америки (Бразилия, Чили) получили распространение рынки электроэнергии с использованием аукционов долгосрочных контрактов, которые способствуют привлечению многих участников, обеспечивают конкуренцию и позволяют выявить конкурентную цену [132]. Такие контракты на поставку электроэнергии обеспечивают устойчивый доход для финансирования строительства генерирующих мощностей, что снижает риски инвесторов.

Особое значение для вновь вводимых мощностей имеет рынок мощности, который позволяет снизить изменчивость цен, застраховать риски неполучения поставщиком необходимых средств на покрытие условно-постоянных расходов, обеспечить возврат инвестиций в строительство новых мощностей. В связи с этим в условиях дефицита мощности или прогнозируемого роста энегопотребления предпочтительным является рынок двух товаров – электроэнергии и мощности. В России получил развитие такой рынок, поэтому рассмотрим более детально его структуру и принципы функционирования.

Мощность - особый товар, покупка которого предоставляет участнику оптового рынка право требовать обеспечения готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества в количестве, необходимом для удовлетворения потребности данного потребителя (п.36 Постановления Правительства РФ от 24.10.03 г. N 643, "О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода»).

Раздельная торговля электрической энергией и мощностью позволяет, с одной стороны, сгладить колебания цен на электроэнергию для конечного потребителя и обеспечить средний уровень цен на электроэнергию на более низком уровне, чем в условиях торговли только электроэнергией. С другой стороны, наличие рынка мощности предоставляет инвесторам возможность точнее прогнозировать возмещение затрат на строительство генерирующих мощностей.

Отличительной чертой рынка электрической энергии от рынка двух товаров является значительные сезонные и суточные колебания цен на электрическую энергию. Рынки, на которых торгуются электрическая энергия и мощность, позволяют избежать ценовых всплесков на электрическую энергию.

Данный эффект обусловлен тем, что платеж за мощность покрывает значительную долю условно-постоянных затрат поставщиков, снижая цены на электрическую энергию. Наиболее сильно эффект рынка двух товаров сказывается в пиковые часы, когда происходит загрузка пиковой генерации, поскольку в рынке одного товара поставщики – владельцы пиковой генерации должны окупить свои полные затраты в немногие часы загрузки генерирующего оборудования.

Отдельная оплата мощности позволяет хеджировать риски неполучения поставщиком средств на покрытие условно-постоянных расходов, а также обеспечить возврат инвестиций в модернизацию и строительство новых генерирующих объектов, в этом случае мощность выступает в роли финансового производного инструмента. В связи с этим в условиях прогнозируемого роста потребления и угрозы дефицита мощности (при значительном износе генерирующего оборудования - порядка 60% генерирующих мощностей требует замены или модернизации) рынок двух товаров более привлекателен для инвесторов.

Средства, получаемые генерирующими компаниями от продажи мощности, идут на поддержание генерирующих мощностей в рабочем состоянии, на модернизацию и строительство новых мощностей. При этом следует отметить, что сегодня на рынке функционирует значительное количество генерирующих объектов с истекшим или подходящим к концу сроком службы.

Рассмотрим устройство рынка мощности до 2011 года, до запуска долгосрочного рынка мощности.

До 1 сентября 2006 года поставщики на оптовом рынке получали оплату электрической энергии и мощности своих электростанций по двухставочному тарифу, утвержденному ФСТ России. При этом покупатели не платили за мощность отдельно; стоимость мощности включалась в стоимость электрической энергии, которая оплачивалась по одноставочному тарифу, утверждаемому ФСТ России.

С 1 сентября 2006 года на оптовом рынке была введена модель регулируемых договоров [9]. Электрическая энергия и мощность стали раздельными объектами торговли не только с точки зрения поставщиков, но и с точки зрения покупателей. У покупателей на оптовом рынке появились обязательства купить определенный объем мощности. Для поставщиков были введены обязательные требования по готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии. Невыполнение этих требований, приводит к уменьшению стоимости мощности поставщика.

После запуска модели регулируемых договоров, с 2007 года, началась либерализация торговли электрической энергией путем постепенного снижения объемов электрической энергии по регулируемым договорам. При этом покупка и продажа мощности осуществлялись по регулируемым ценам в полном объеме.

С 1 июля 2008 года был запущен рынок мощности переходного периода, вместе с которым вступили в силу механизмы торговли мощностью по свободным (нерегулируемым) ценам, и началась либерализация торговли мощностью.

Темпы этого процесса были синхронизированы с темпами либерализации торговли электрической энергией (см. табл. 4.1, рис. 4.1).

Таблица 4.1.Оборот рынка электроэнергии и мощности

РСВ ДДМ

Примечание: В табл.5.1. использованы следующие условные обозначения:

РД – регулируемые договоры, РСВ – рынок на сутки вперед, СДД – свободные двухсторонние договоры, БР – балансирующий рынок, ДДМ – двухсторонние договоры на мощность, СДЭМ – свободные договоры купли продажи на электроэнергию и мощность.

Доля либерализации На оптовом рынке были предусмотрены следующие механизмы торговли мощностью, проводимые в три этапа (за исключением мощности, реализуемой по РД):

2. Заключение свободных договоров купли-продажи электроэнергии и мощности (СДЭМ) (с активным участием продавцов и покупателей).

3. Последующая купля-продажа мощности исходя из их фактического Следует отметить, что рынок мощности переходного периода имеет ряд недостатков:

(вся функционирующая на оптовом рынке) мощность – потребители несут повышенную финансовую нагрузку по оплате старых, аварийных мощностей;

позволяет предупредить дефицит мощности, принять участие в таком отборе еще не построенным генерирующим объектам;

- отсутствуют долгосрочные ценовые сигналы о дефиците генерирующей мощности в том или ином регионе;

- в рамках ранка мощности переходного периода не решается задача минимизации оплаты электрической энергии и мощности потребителями.

Переходный рынок мощности обеспечил возможность реализации части мощности по нерегулируемым ценам, в рамках договоров купли-продажи электроэнергии и мощности (СДЭМ), в том числе на бирже, и купли-продажи мощности по результатам конкурентного отбора.

Постановлением Правительства РФ №89 от 24 февраля 2010 года утверждены изменения в Правилах оптового рынка, обеспечивающие запуск модели долгосрочного рынка мощности (ДРМ) [15]. Как на рынке электроэнергии, так и на рынке мощности с 2011 года по регулируемым договорам реализуется мощность только в объемах, необходимых для поставки населению и приравненным категориям потребителей.

Ценовые параметры долгосрочного рынка мощности определены Постановлением Правительства РФ № 238 от 13.04 2010 года [16].

Основные отличия ДРМ от переходного рынка мощности:

В рамках КОМ мощность отбирается на не год вперед, а на 4 года (начиная с 2016 года), что гарантирует оплату мощности поставщику на период строительства новых мощностей;

Ценообразование осуществляется в рамках зон свободного перетока (ЗСП), а не ценовых зон, что позволяет формировать локальные ценовые сигналы для покупателей и поставщиков мощности;

В рамках конкурентного отбора отбирается и оплачивается не вся располагаемая мощность, что способствует усилению конкуренции среди поставщиков мощности.

Запуск ДРМ призван решить ряд важнейших для развития электроэнергетики и экономики страны в целом задач. К таким задачам относятся:

обеспечение долгосрочной надежности – предупреждение дефицита в энергосистеме;

минимизация совокупной стоимости электроэнергии и мощности для потребителей;

формирование наиболее эффективной структуры генерации;

формирование региональных ценовых сигналов для развития генерации, потребления и сетей;

повышение инвестиционной привлекательности отрасли через обеспечение долгосрочных гарантий поставщикам;

стимулирование инвестиционного процесса в создание и модернизацию основных фондов.

Долгосрочный конкурентный рынок мощности вводится на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка:

- Первая зона - Европа и Урал, - Вторая зона – Сибирь.

Ценовые зоны разбиваются на зоны свободного перетока (ЗСП) – территории, на которых отсутствуют существенные ограничения на передачу мощности. Также для целей торговли мощностью устанавливаются планируемые ограничения поставок мощности между зонами свободного перетока.

В основе долгосрочного рынка лежат ежегодно проводимые конкурентные отборы мощности на четыре года вперед (т.е. на год, который наступит через четыре полных года после конкурентного отбора).

Конкурентные отборы мощности проводит Системный оператор. Для того чтобы определить, какая мощность будет необходима в энергосистеме через четыре года, системный оператор определяет (с учетом заявок крупных потребителей) прогноз и структуру потребления, величину необходимого резерва и задает кривую спроса. Поставщики для участия в конкурентном отборе мощности подают ценовые заявки на продажу мощности, формируя кривую предложения.

Анализ конкурентной ситуации на рынке мощности показывает, что во многих зонах свободного перетока конкурентный отбор мощности будет проводиться в условиях ограниченной конкуренции. В связи с этим предусматриваются меры по недопущению манипулирования субъектами оптового рынка ценами на мощность. Такие меры предусматриваются как на этапе подготовки к проведению конкурентного отбора мощности, так и непосредственно при проведении конкурентного отбора, а также после его окончания.

По итогам конкурентных отборов определяются цены и объемы мощности, отобранной для поставки на оптовый рынок в году, на который проводился конкурентный отбор. Цены мощности определяются для каждой зоны свободного перетока.

Поставщики, мощность которых отобрана на конкурентном отборе, имеют обязательства по обеспечению готовности своих генерирующих объектов к работе и в случае выполнения этих обязательств получают гарантию оплаты мощности в течение года, на который проводился отбор, по цене, определенной по итогам конкурентного отбора.

При проведении конкурентных отборов в приоритетном порядке учитывается мощность генерирующих объектов, строящихся в соответствии с договорами о предоставлении мощности (ДПМ), а также новых генерирующих объектов АЭС и ГЭС, строящихся в соответствии с утвержденными государством инвестиционными программами.

Действующие АЭС и ГЭС участвуют в конкурентных отборах мощности на общих основаниях, однако для них в рынке мощности предусмотрен ряд особенностей: