Финансирование инвестиционных проектов в электроэнергетике с использованием механизма государственно-частного партнерства (1142915), страница 10
Текст из файла (страница 10)
Этот нефинансовый инструмент ГЧП в 2008-2010 гг. позволилрешить проблему дефицита генерирующих мощностей, в том числе врезультате высокого уровня износа парка оборудования и невозможности егоподдержания в состоянии постоянной готовности в случае нахождения втехнологическом резерве. Гарантия минимальной доходности оформлялась ввиде ДПМ между юридическим лицом, владеющим электростанцией, ипубличной инфраструктурной компанией АО «ЦФР», которая выступала в ролиагентапоставщикаприпродажемощностипокупателям.РешениемПравительства Российской Федерации был составлен перечень планируемых кстроительству электростанций, в отношении которых были определеныместоположение, установленная мощность, сроки ввода в эксплуатацию.
Вслучае нарушения сроков ввода в эксплуатацию в ДПМ предусматривалсямеханизм штрафных санкций;- примером институциональной формы ГЧП является создание в 2009 г.совместного юридического лица ООО «ХЕВЕЛ» (ОАО «Роснано» - 49%; ГК«РЕНОВА» - 51%) в целях реализации проекта по строительству первого вРоссии завода по производству солнечных модулей. Дочерняя компания ООО«АВЕЛАРСОЛАРэлектростанцийвТЕХНОЛОДЖИ»удаленныхиосуществляеттруднодоступныхстроительстворегионахстраныспривлечением средств крупнейших государственных банков;- реализуется проект ГЧП по строительству 4-х энергоблоков АЭС Аккую(Турция) мощностью 4,8 ГВт по модели BOO в соответствии с заключенным в2010 г.
межправительственным соглашением [211]. При этом основнымакционером проектной компании на протяжении всего срока соглашения64является российская сторона с долей в акционерном капитале не менее 51%.ПравительствоТурциипредоставляетгарантииреализации30-70%электроэнергии по фиксированной цене в зависимости от энергоблока согласноДПМ, заключаемого между проектной компанией и публичной компанией состороны Турции на период 15 лет с момента ввода в эксплуатацию.
Поистечении срока действия ДПМ проектная компания обязана уплачиватьтурецкой стороне 20% чистой прибыли на ежегодной основе [13]. Первыйэнергоблок планируется ввести в эксплуатацию в 2023 г., а общая стоимостьпроекта составляет около 20 млрд долл. Инвестиционный проект оказалсякрайне важен для обеих стран и не был заморожен в связи с введением в 2015 г.российских санкций в отношении Турции;- по состоянию на начало 2017 г. было реализовано 35 концессионныхпроектоввэлектропередач,отношениистроительствараспределительныхилиподстанцийреконструкцииииныхлинийобъектовэлектроснабжения [54, c. 5]. Заключение концессионных соглашений позволяетмуниципальнымвластямобеспечиватьфункционированиесистемкоммунальной энергетики в небольших населенных пунктах [134, с.
107].Таким образом, основные инвестиционные проекты ГЧП в мировойэлектроэнергетике в настоящее время связаны с приватизацией компанийотрасли,предотвращениемдефицитаэлектроэнергии,внедрениемэнергоэффективных технологий и обеспечением безопасного и надежногоэлектроснабжения потребителей.65ГЛАВА 2 МЕХАНИЗМ ГЧП В ФИНАНСИРОВАНИИИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ РОССИЙСКИХЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЙ2.1 Объекты финансирования на основе ГЧП в российскойэлектроэнергетикеРазвитие научно-технического потенциала в электроэнергетическойотрасли в настоящее время осуществляется по двум направлениям:1) совершенствование технологий генерации электроэнергии из еетрадиционных источников, что способствует созданию менее капиталоемкихэлектростанций малой мощности;2)промышленноеосвоениефотоэлектрическихэлементов,ветрогенераторов и иных видов альтернативной электроэнергетики, чтообеспечиваетвозможностьпереходакавтономномупотреблениюэлектрической энергии.Соответственно, это повлияло на организационную структуру отрасли вовсем мире в направлении постепенной дезинтеграции, демонополизации иприватизации отрасли, в том числе с использованием различных моделей ГЧП,однако с учетом следующих факторов:- обеспечение безопасного и надежного электроснабжения, что делаетэлектроэнергетику во всех странах объектом государственного регулирования,а сфера распределения электроэнергии, как правило, остается естественноймонополией;- реализуемая концепция размещения объектов электроэнергетики(централизованная или распределенная).В России реализуются обе концепции: централизованноеэлектроснабжение,котороехарактеризуетсятерриториальной близостью крупных электростанций к месторождениямэнергоресурсов и динамичным строительством электросетей;66 распределеннаягенерация,прикоторойобеспечиваетсятерриториальная близость электростанций к потребителям при минимальнойпротяженности электросетей внутри энергосистемы [202].К распределенной генерации с учетом географических и экономическихособенностей обычно относят:- малые тепловые электростанции,- электростанции, использующие возобновляемые источники энергии.В частности, при реализации инвестиционных программ субъектамиотрасли одновременно должны решаться три задачи:- минимизация тарифа на электроэнергию для конечных потребителей,- обеспечение окупаемости инвестиций,- получение требуемой доходности на вложенный в строительствоэлектростанций и электросетей капитал.Взаимосвязь централизованного электроснабжения с распределеннойгенерацией может быть представлена в трех вариантах, как показано нарисунке 12: пиковое и резервное энергоснабжение на базе распределеннойгенерации (А2) в зоне действия централизованной системы (А1); децентрализованнаяцентрализованнойсистемы,используется в качествегенерацияприэнергиикоторойвзонедействияраспределеннаягенерацияосновного источника (А3), при этом его работасинхронизирована с централизованной системой; автономное энергоснабжение, при котором малые энергоустановкираспределеннойгенерациииспользуютсяобособленно(А4,А5)визолированных энергосистемах.Вся производимая в России электроэнергия реализуется на оптовом ирозничном рынках.
Целью государственного регулирования рынков являетсяорганизация их деятельности на принципах конкуренции при обеспечениинациональной безопасности в части эксплуатации АЭС (АО «Концерн67Росэнергоатом») и крупных ГЭС (ПАО «Русгидро»), находящихся всобственности публичных компаний.Источник: [213].Рисунок 12– Области интеграции распределенной генерации энергии сцентрализованными системамиНа оптовом рынке электроэнергии и мощности (далее – ОРЭМ)электроэнергию реализуют крупные электростанции, а также генераторы малойвозобновляемой энергетики до 25 МВт в случае заключения ДПМ). Какпоказано на рисунке 13 оптовый рынок разделен на:1) ценовые зоны со свободным ценообразованием (европейская частьРоссии и Урал, южная часть Сибири), в которых изначально в результатеслабой электрической связанности наблюдалась существенная разница в ценах.Однако, начиная с августа 2014 г., системные ограничения (а именно,предельнодопустимыезначениятехнологическихпараметровфункционирования Единой энергетической системы России, в том числесетевые ограничения на перетоки электроэнергии по выделенным группамлиний) были сняты, и цены начали выравниваться.
Тем не менее, в ценовых68зонах сохраняются зоны свободного перетока (далее – ЗСП), что приводит кограничению конкуренции и искажению ценовых сигналов при торговлеэлектроэнергией, как показано на рисунке 14;Источник: [200].Рисунок 13– Современный оптовый рынок электроэнергии и мощности РоссииИсточник: [181].Рисунок 14– Карта ЗСП для целей проведения конкурентного отбора мощностив 2016-2019 гг.2) неценовые зоны (Республики Коми, Еврейская Автономная область,Хабаровскийкрай,Приморскийкрай;Амурская,КалининградскаяиАрхангельская области), в которых по технологическим причинам организация69конкурентного рынка в настоящее время невозможна, поэтому электроэнергияи мощность поставляются по регулируемым государством тарифам.Участниками розничного рынка электроэнергии (далее – РРЭ) являютсягенераторы малой мощности – менее 25 МВт (за исключением малойвозобновляемой энергетики при заключении ДПМ).РРЭ организован на всей территории России, включая изолированныеэнергосистемы (значительная часть Восточной Сибири и Дальнего Востока),которые не охватывает ОРЭМ.
Потребление электроэнергии в изолированныхэнергосистемах составляет менее 2% от общего потребления, но в то же времяна их территории сосредоточены существенные объемы природных ресурсов,которые в силу истощения более доступных месторождений приобретаютактуальность и требуют создания инфраструктуры.Для привлечения инвестиций в отрасль часть рисков по инвестиционнымпрограммам генерирующих компаний, осуществляющих централизованноеэлектроснабжение, была перераспределена на потребителей с помощьюрыночных инструментов ОРЭМ, а именно:1. В 2010 г. перед запуском программы ДПМ прогнозировался ростспроса на электроэнергию, в связи с чем требовались инвестиции частногосектора для массового строительства новых электростанций. Однако в 2016 г.
всвязискризиснымиявлениямивэкономикеобъемпотребленнойэлектроэнергии изменился незначительно и составил 1 090,9 млрд кВт*ч (ростна 5% к 2010 г.). В таблице 12 показано, что электробаланс современной ЕЭСРоссии является профицитным, при этом часть выработанной электроэнергииуходит на экспорт.Таблица 12– Электробаланс ЕЭС России в 2010-2016 гг.В миллиардах киловатт-часовГоды201020112012Произведеноэлектроэнергии1 038,01 054,81 069,3Потребленоэлектроэнергии1 020,61 041,11 063,3Получено из-запределов России1,910,08,3Отпущено за пределыРоссии19,323,714,370Продолжение таблицы 12В миллиардах киловатт-часов20131 059,11 054,820141 064,21 065,020151 067,51 060,220161 090,91 078,4Темп роста2016/2,21,72015, %Источник: составлено автором по материалам [185].11,48,98,83,515,78,116,116,0-60,2-0,6Наибольшую долю в структуре генерации занимают ТЭС, работающие наприродном газе (50% объема генерации в 2014 г.), что иллюстрируетрисунок 15.
Как следствие, цена на электроэнергию в значительной степенизависит от волатильности цен на данный энергоноситель. В 2012-2014 гг.произошло снижение темпов роста цен на газ, что создало экономическиеусловия для продолжения эксплуатации низкоэффективных мощностей. Длябольшого количества электростанций плата за мощность не только покрывалаусловно-постоянные затраты, но и позволяла компенсировать убыточнуюоперационную деятельность в течение года при продаже электроэнергии нарынке на сутки вперед (далее – РСВ) ниже себестоимости [113, c. 34-35].В миллиардах киловатт-часовИсточник: [147].Рисунок 15– Объемы генерации электроэнергии в разрезе источников в 1990-2014 гг.71Тем не менее, в условиях общего избытка мощности в отношениинескольких регионов было принято решение о проведении конкурсов на правозаключенияДПМновыхтепловыхэлектростанций.В2015г.энергодефицитный юго-западный район энергосистемы Краснодарского края(далее – КОМ НГ) и изолированная энергосистема республики Крым былиопределены в качестве территорий технологически необходимой генерации.С 2014 г.
конкурсы на право заключения ДПМ в отношении малыхгенерирующих объектов возобновляемой энергетики [12] (далее – ДПМ ВИЭ)проводятсяврамкахгосударственнойподдержкиэнергоэффективныхтехнологий в целях увеличения ее доли с 1% в 2015 г. до 4,5% к 2024 г. в общемобъеме установленной мощности [25]. При этом следует отметить:массовое строительство электростанций по ДПМ ВИЭ на территорииценовых зон ОРЭМ экономически нецелесообразно, так как капитальныезатратывозобновляемойэнергетикивыше,чемприиспользованиитрадиционных источников электроэнергии, что отражено в таблице 13;Таблица 13– Удельные капитальные затраты на строительство электростанцийВЭСКапитальные затраты, приведенные к ценам2015 г.76 869 – 110 000 руб./кВтСЭС60 000 – 112 000 руб./кВтМГЭС174 014 – 188 700 руб./кВтВид электростанцииТЭСИсточник: составлено автором по материалам [176]. учитывая,нестабильныйчтосолнечныекоэффициенти64 100 – 94 160 руб/кВтветровыеиспользованияэлектростанцииустановленнойимеютмощности,зависящий от погодных условий, строительство электростанций данного типацелесообразнотолькоприпараллельнойработесэлектростанциями,работающими на традиционных источниках энергии, с приоритетом загрузкипервых;72 заинтересованностьинвесторовкразмещениюпроизводстваоборудования для электростанций возобновляемой энергетики на территорииРоссии, поскольку в ДПМ ВИЭ в отличие от аналогов применяютсякоэффициенты локализации при определении цены на мощность.В итоге в настоящее время часть мощности оплачивается потребителямивне зависимости от результатов конкурентного отбора (далее – КОМ) по болеевысокой цене в целях предупреждения дефицита электроэнергии и поддержкивозобновляемой энергетики согласно условиям заключенных ДПМ (28 ГВт илипорядка 15% отобранной мощности в 2015 г.).Ускоренный возвратинвестицийсрокевтечение15-25летприсреднемэксплуатацииэлектростанций 30-40 лет увеличивает тариф на электроэнергию для конечныхпотребителей.Информация по параметрам ДПМ представлена в виде таблицы 14.Таблица 14– Основные параметры ДПМ новых электростанцийВиды ДПМБазовая доходностьинвестированного капитала,%Срок окупаемости,летСтатусДПМ новыхАЭС/ ГЭС/ГАЭС≈10,525Только для ужезаключенныхдоговоров15Только для ужезаключенныхдоговоров15Проводятся новыеконкурсы15Проводятся новыеконкурсы15Проводятся новыеконкурсыДПМ новых ТЭСДПМ ВИЭ15 – для компаний непроводившихдополнительную эмиссиюакций с момента создания14 – для остальных14 – для проектов,отобранных до 01.01.2016 г.12 – для проектов,отобранных после01.01.2016 г.КОМ НГ (ДПМновых ТЭС в14Краснодарскомкрае)ДПМ новых ТЭСв Крыму и13,25СевастополеИсточник: составлено автором.73На рисунке 16 показано, что формирование избытков мощности исущественный рост цен в 2013-2015 гг.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
