Финансирование инвестиционных проектов в электроэнергетике с использованием механизма государственно-частного партнерства (1142915), страница 28
Текст из файла (страница 28)
486-498].187ПРИЛОЖЕНИЕ Б(справочное)Программы финансирования и государственной поддержкиинвестиционных проектов в когенерациии возобновляемой энергетике СШАТаблица Б.1 – Перечень программШтатАлабамаАризонаКалифорнияКоннектикутГавайиПрограммаОписание программы поддержкиподдержкиAlabamaSAVESСсуды на приобретение и монтаж оборудованияRevolving Loan Fund (0,1-4 млн долл. США).ProgramSouthwestGas Возмещение 400-500 долл. США за 1 кВтSmarterGreener установленной мощности.BetterDistributedGeneration programCaliforniaFIRSTФинансирование за счет будущих поступлений поналогу на имущество.Self-GenerationВозмещение 1-1,5 долл.
США за 1 ВтIncentive Programустановленной мощности.CPUC Feed-in-TariffОбязательство по поставке электроэнергиикогенерационнойэлектростанциитремкрупнейшимкомпаниямотраслипофиксированной цене в течение 10-20 летDiscounted NaturalЛьготные тарифы на газ для когенерации.Gas RatesLow-Interest LoansПредоставление ссуд по льготным ставкам вразмере 1-150 млн долл.СШАMicrogrid Grant &Предоставление грантов и ссуд по льготнымLoan Programставкам для создания автономных локальныхэлектросетейC-PACEФинансирование за счет будущих поступлений поналогу на имущество сроком до 20 лет.Integrated ResourceВозмещение до 450 долл.
США за 1 кВтPlanустановленной мощности, но не более чем за160 МВт.Green InfrastructureИнфраструктурныеоблигацииснизкойBondsстоимостью заемного капиталаМэрилэндBGE Smart EnergySavers ProgramМассачусеттсMass SaveМичиганProperty AssessedClean Energy (PACE)financingВозмещение за:- проектирование (75 долл. США за кВт)- строительство (175-275 долл. США за кВт)- эксплуатацию (0,07 долл. США за кВт*ч)Возмещение до 50% стоимости установленноймощности.Финансирование за счет будущих поступлений поналогунаимуществовразмере10-350 тыс долл. США.188Продолжение таблицы Б.1ШтатНью-ДжерсиНью-ЙоркНью-МексикоСевернаяКаролинаОгайоПенсильванияПрограммаподдержкиEnergy ResilienceBankSales & Use TaxExemptionDiscounted NaturalGas RatesEnergy Efficiency andRenewable EnergyBonding ActCHP Tax CreditCHP Tax CreditOhio Air QualityImprovement TaxIncentives ActCHP Tax ExemptionОписание программы поддержкиСсудыигрантынафинансированиеинвестиционныхпроектовраспределеннойгенерации.Освобождение от налогов на продажи приприобретении топлива для когенерации.Льготные тарифы на газ для когенерации.Облигации в размере 20 млн долл.
США нафинансирование инвестиционных проектов вправительственных зданиях и школах.Налоговый кредит для инвестиционных проектов вкогенерации.Налоговый кредит для инвестиционных проектов вкогенерации.Освобождение от налогов на имущество,недвижимость и от части налогов на продажи ифраншизу.Освобождение от налогов на продажи дляоборудования когенерации.Льготные тарифы на газ для когенерации.Philadelphia GasWorks CHP Up-FrontCapital FinancingИсточник: составлено автором по материалам [217,245, 219, 225, 244, 226, 234, 236, 224, 232,230, 218, 235, 241, 229, 243, 227, 228, 220, 221, 216, 222, 223].189ПРИЛОЖЕНИЕ В(справочное)Характеристика инвестиционных программ основных холдингов,действующих на рынке генерацииэлектрической энергии в 2015 г.Таблица В.1 – Стратегические цели инвестиционных программКомпания«РусГидро»(38,7 ГВт):инвестиции 48,4млрд руб.
в 2015 (20% к 2014)«ГазпромЭнергохолдинг»(38 ГВт):инвестиции 76,6млрд руб. в 2015(+21% к 2014)«Интер РАО»(28,6 ГВт):инвестиции 32млрд руб. в 2015(-29% к 2014)«Росэнергоатом»(19,7 ГВт):инвестиции 162,5млрд руб. в 2015(-19% к 2014)«Евросибэнерго»(19,5 ГВт)«Т Плюс»(16,2 ГВт)Стратегические цели и инвестиционные планыСтратегия на период до 2020 года с перспективой до 2025 года:• надежное и безопасное функционирование объектов компании;• устойчивое развитие производства электроэнергии;• развитие энергетики Дальнего Востока;• рост стоимости Компании;• инвестиционные планы: модернизация ГЭС, развитие энергетикиДальнего Востока (+0,56 ГВт мощности к 2017 году — уголь и газ)Стратегия ПАО «Газпром» в части энергетического блока:• диверсификация рисков тарифного регулирования;• диверсификация топливного баланса;• строительство новых мощностей;• повышение операционной эффективности;• количественные планы по изменению мощностей — действующаяинвестиционная программа почти завершенаСтратегия на период до 2020 года:• рост эффективности текущих активов и устойчивый рост;• снижение M&A активности на зарубежных рынках в ближайшие 23 года;• акцент на рост стоимости компании;• совокупная мощность снизится до 28,1 ГВт к 2020 году, но будетпостроено 2,4 ГВт мощностей по ДПМ• рост эффективности АЭС в России;• замыкание ядерного топливного цикла;• международная экспансия, в т.ч.
сервис энергоблоков ВВЭР зарубежом;• увеличение доли АЭС к 2020 году до 20-22 % от общего объемапроизводства электроэнергии в России;• +10,6 ГВт новых мощностей к 2030 году• рост эффективности действующих активов;• строительство новых генерирующих мощностей и приобретениеактивов;• организация экспорта э/э на рынки Азии;• количественных планов по изменению мощностей нет.• надежное и бесперебойное производство тепловой энергии и э/э;• строительство новых и рост эффективности действующихобъектов;• внедрение энергосберегающих технологий;• увеличение капитализации и инвестиционной привлекательностикомпании, повышение энергоэффективности (за счет ВИЭ);• +0,43 ГВт в 2016 году (расширение ТЭС по ДПМ); +0,135 ГВт ВИЭ190Продолжение таблицы В.1Компания«ЮНИПРО»(«Э.ОН Россия» 11,2 ГВт):инвестиции 11млрд руб.
в 2015(-45% к 2014)«Энел Россия»(9,5 ГВт):инвестиции 9,7млрд руб. в 2015(-1% к 2014)«Сибирскаягенерирующая компания»(7,9 ГВт)«Фортум»(4,4 ГВт)«Квадра»(2,8 ГВт):«ТГК-2»(2,6 ГВт):инвестиции 1,1млрд руб. в 2015(+15% к 2014)«СИБЭКО»(2,5 ГВт):инвестиции 1,8млрд руб. в 2015(+50% к 2014)Источник: [214].Стратегические цели и инвестиционные планы• придерживается стратегии E.ON SE с фокусом на ВИЭ;• количественных планов по изменению мощностей нет.• сокращение капитальных затрат и сдерживание иных расходов;• обеспечение надежности оборудования;• оптимизация структуры долга компании;• количественных планов по изменению мощностей нет,модернизация• надежное и бесперебойное производство тепловой и электрическойэнергии, энергосбережение;• строительство новых и рост эффективности действующихмощностей;• повышение клиентоориентированности теплосетевых компаний;• количественных планов по изменению мощностей нет• повышение эффективности существующего парка оборудования;• увеличение инвестиций в солнечную и ветряную энергетику;• создание новых предприятий в энергетике;• количественных планов по изменению мощностей нет.• отказ от строительства в 2016 г.
ТЭС мощностью 0,1 ГВт;• привлечение синдицированных кредитов на достройку по ДПМоставшихся ТЭС;• +0,45 ГВт новой мощности ТЭС к 2018г.• рост капитализации и инвестиционной привлекательностикомпании;• +0,45 ГВт новой мощности• надежность выработки и поставки тепловой энергии иэлектроэнергии;• расширение присутствия на рынке теплоснабжения;• снижение издержек в рамках всего производственного цикла;• рост экологической привлекательности;• количественных планов по изменению мощностей нет,модернизация.191ПРИЛОЖЕНИЕ Г(справочное)Обоснование предпосылок финансовой модели инвестиционного проектараспределенной генерацииПри построении модели были использованы макроэкономическиепредпосылки, представленные в таблице Г.1, исходя из консервативногосценарияПрогнозаРоссийскойдолгосрочногоФедерацииМинэкономразвитиянаРоссиисоциально-экономическогопериодпридо2030 года,активнойразвитияразработанногомодернизациитопливно-энергетического и сырьевого секторов российской экономики и сохраненииотставания темпов роста в высокотехнологичных секторах.Таблица Г.1 – Макроэкономические предпосылки моделиПоказательТемп роста цен на электроэнергию нарозничном рынке (для всех потребителей,кроме населения)Темп роста цен на тепловую энергию нарозничном рынке (для всех потребителей,кроме населения)Темп роста цен на газ на оптовом рынке(для всех потребителей, кроме населения)Темп роста инфляцииЕжегодная корректировка значений,используемых в модели- Тарифы на электроэнергию.- Тарифы на тепловую энергию.- Цены на газ;- Цены на транспортировку газа.- Стоимость капитального строительства;- Стоимость капитальных ремонтов;- Затраты на оплату труда;- Цены на масло для газовых двигателей.Источник: составлено автором.В целях исключения из расчетов несущественных факторов припостроении модели были приняты некоторые допущения: шаг модели равен одному календарному году; оборачиваемость дебиторской и кредиторской задолженности составляет30 дней;192 среднегодовая стоимость имущества, учитываемая в целях расчета налогана имущество, равна стоимости на конец года; синдустриальнымпаркомзаключендоговоркупли-продажиэлектроэнергии на принципах «take-or-pay» и на протяжении срокаэксплуатации будут предоставлены платежные гарантии по оплатеэлектроэнергии.Строительство мини-ТЭЦ в г.
Кургане было начато в 2014 г. в целяхобеспечения электроснабжения индустриального парка на бывшей территорииКурганского завода колесных тягачей. Все объекты введены в эксплуатацию в2016 г. Временные рамки проекта представлены в таблице Г.2.Таблица Г.2 – Временные рамки проектаПоказательСрок строительстваСрок эксплуатацииЖизненный циклИсточник: составлено автором.Значение2 года35 лет37 летСиловым оборудованием электростанции является три парогазовыеустановки 16VS34SG компании Wärtsiläмощностью 7,744 МВт каждая(совокупная установленная мощность мини-ТЭЦ с учетом коэффициентамощности – 23,232 МВт) [168].Коэффициент мощности электростанции показывает какой объеммощностидоступенпотребителямзавычетомреактивноймощности,вызванной физическими характеристиками переменного тока, и рассчитываетсяпо формуле (Г.1):(Г.1)Объемные показатели мини-ТЭЦ представлены в таблице Г.3.
Для ГПУWärtsilä 16VS34SGсоставляет 0,8.отношение мощности в нагрузке и полной мощности193Таблица Г.3 – Объемные показатели мини-ТЭЦПоказательПолная мощность, МВАЗначение29,040,823,232Установленная электрическая мощность(активная), МВтУстановленная тепловая мощность, Гкал/ч48,445Удельный расход газа на электроэнергию и0,2608тепловую энергию при низшей теплотворнойспособности, м3/МВт*чУдельный расход масла на угар, кг/МВт*ч0,5Совокупный КПД, %< 90Электрический КПД, %46Тепловой КПД, %44Срок полезного использования, лет35Количество капитальных ремонтов, шт.2Примечание – В расчетах использованы характеристики масла Mobil Pegasus 1005 длягазовых двигателей с плотностью 0,85 кг/л.Источник: составлено автором.Согласно имеющейся информации из исследований НП «Российскоетеплоснабжение», удельный расход топлива в установках Wärtsilä составляет0,2608 м3/кВт*ч с учетом тепловых потерь с парами воды, содержащихся втопливе (низшая теплотворная способность природного газа).Годовой полезный отпуск электроэнергии при полной загрузке введенныхмощностей рассчитывается по формуле (Г.2):(Г.2)где N – установленная активная мощность (МВт);– коэффициент, отражающий потребление электроэнергии насобственные нужды электростанции;5 600 – среднее число часов потребления электроэнергии в год с учетомнеравномерности согласно типовым бизнес-планам инвестиционных проектовПАО «МОЭСК».Коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды длятепловой электростанции принимается равным 0,952 [35].С учетом вышеизложенного, прогнозный объем ежегодного потребленияэлектроэнергии, вырабатывемый на мини-ТЭЦ составит 99 084 МВт*ч.194Для целей построения финансовой модели годовой полезный отпусктепловой энергии определяется по формуле (Г.3):(Г.3)где– потребляемая тепловая мощность в час (Гкал/час);– количество месяцев отопительного периода в году.Поскольку потребность индустриального парка в тепловой энергиисоставляет 40 Гкал/час [212] (при установленной тепловой мощности установок48,445 Гкал/час [168]), а отопительный сезон в г.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
